17НОРМАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

Добавил:

guap4736_vkclub152685050 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

Приобское нефть.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

19.08.2019

Размер:

11.05 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1617 / 1717

vk.com/club152685050		61
vk.com/club152685050

Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. № -

((22 ,1 + 2 ,123 )÷ 2 )× 1 + ((2 ,123

+ 2 ,102 ) ÷ 2 )× 2 + ((2 ,102

× 2 ,08 ) ÷ 2 )× 3 + ((2 ,08 + 2 ,037 ) ÷ 2 )× 4

1.ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

2.ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

3.Рекомендации по гидрогеологическим расчетам для определения границ второго и третьего поясов санитарной охраны подземных источников хозяйственно-питьевого водоснабжения. Москва, ВНИИВОДГЕО, 1983 г.

4.Организация производства и экономика бурения водозаборных скважин. Квашнин Г.П. Москва, Недра, 1984 г.

5.РД 08-492-02 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудование их устьев и стволов.

6.СанПиН 2.1.4.1110-02 Зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водоводов питьевого назначения.

7.СаНПиН 2.1.4.1074-01 Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества.

8.СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования.

9.Технология вскрытия и освоения водоносных пластов. Квашнин Г.П. Москва, Недра, 1987г.

10.Закон Российской Федерации «Об охране окружающей среды»

11.Пособие к СНиП 11-01-95 по разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды».

12.Закон Российской Федерации «Об охране атмосферного воздуха»

13.Инструкция о порядке проведения экологической экспертизы воздухоохранных мероприятий и оценки воздействия загрязнения атмосферного воздуха по проектным решениям. ПНД 1-94. М.: Минприроды РФ, 1995.

14.Строительная климатология. СНиП 23-01-99*. Госкомитет РФ по строительству и жилищно-коммунальному комплексу (Госстрой России), 2000.

15.Методика расчета концентраций вредных веществ в атмосферном воздухе предприятий. ОНД - 86 -Л.: Гидрометеоиздат, 1987.

16.Справочник по климату СССР. Ветер. Выпуск 17 - Л.: Гидрометеоиздат, 1987.

17.Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух - С-П, 2005.

18.Постановление Главного государственного санитарного врача РФ от 3 ноября 2005г.

№24 «О введении в действие гигиенических нормативов ГН 2.1.6.1983-05 и ГН

2.1.6.1984-05».

19.Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных

							Лист
						----/1-ИОС7	61
Изм.	Кол.уч.	Лист	№док.	Подпись	Дата		61
Изм.	Кол.уч.	Лист	№док.	Подпись	Дата

1222704063ecf47c0601256aa101547748063814e40e790fd6d5cc23988ab90b

Формат А4

vk.com/club152685050		62
vk.com/club152685050

дизельных установок - С-П, 2001.

20.Регулирование выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях. РД 52.04.52-85 - Л.: Гидрометеоиздат, 1987.

21.Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. НИИ Атмосфера, С-П, 2005.

22.Постановление Правительства РФ от 12 июня 2003 г. № 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления».

23.Постановление Правительства РФ от 1 июля 2005 г. № 410 «О внесении изменений в приложение № 1 к постановлению Правительства РФ от 12 июня 2003 г. № 344».

24.Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» № 89-ФЗ от 24 .06.98.

25.Закон РФ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» № 52-ФЗ от

30.03.1999.

26.Приказ Министерства природных ресурсов РФ от 02.12.2002г. № 786 «Об утверждении федерального классификационного каталога отходов».

27.Охрана подземных вод при сооружении скважин. М., Недра 1986.166с.

28.Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин. М., Минприроды РФ, 1995.

29.Сборник сметных норм на геологоразведочные работы (ССН-93), выпуск5. М., "ВИЭМС", 1993г.

инв. №
Взам.

Подп. и дата

подл.
№	-								Лист
Инв.								----/1-ИОС7	62
		Изм.	Кол.уч.	Лист	№док.	Подпись	Дата		62
		Изм.	Кол.уч.	Лист	№док.	Подпись	Дата

1222704063ecf47c0601256aa101547748063814e40e790fd6d5cc23988ab90b

Формат А4

vk.com/club152685050

Том 1		Содержание
		Содержание
1 Сводные технико-экономические данные ................................................................			1.1
1.1	Основные проектные данные	..................................................................................	1.1
1.2	Общие сведения о конструкции скважин................................................................		1.6
2 Основание для проектирования.................................................................................			2.1
3 Общие сведения ............................................................................................................			3.1
4 Геологическая характеристика ...................................................................................			4.1
4.1	Назначение скважины, проектная глубина и горизонт...........................................		4.1
4.2	Тектоническая характеристика и особенности строения структуры.....................		4.1
4.3	Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин...........................		4.1
4.5	Возможные осложнения по разрезу скважины.....................................................		4.14
4.5	Исследовательские работы...................................................................................		4.19
4.4	Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины,		4.21
сведения по эксплуатации...........................................................................................
5 Конструкция скважин....................................................................................................			5.1
5.1	Глубина спуска и характеристика обсадных колонн..............................................		5.3
5.2	Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при
строительстве скважин ..................................................................................................			5.5
5.3	Проверка условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака		5.6
кондуктора.......................................................................................................................
6 Профиль скважины.......................................................................................................			6.1
7 Буровые растворы........................................................................................................			7.1
7.1	Обоснование плотности применяемых буровых растворов..................................		7.1
7.2	Типы и параметры буровых растворов...................................................................		7.3
7.3	Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора.......................		7.11
7.4	Контроль параметров бурового раствора.............................................................		7.12
8 Углубление скважины...................................................................................................			8.1
8.1	Способы, режимы бурения, проработки ствола скважины и применяемые
КНБК ................................................................................................................................			8.1
8.2	Рекомендуемые бурильные трубы..........................................................................		8.8
8.3	Оснастка талевой системы....................................................................................		8.15
8.4	Обоснование типа буровой установки..................................................................		8.15
8.5	Режим промывки скважины....................................................................................		8.17
8.6	Мероприятия по повышению качества вскрытия продуктивных пластов...........		8.24
8.7	Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению
газонефтеводопроявлений..........................................................................................			8.24
8.8	Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений бурового
раствора........................................................................................................................			8.28
8.9	Предупреждение обвалов пород...........................................................................		8.32
8.10 Мероприятия по предупреждению прихватов при прохождении
прихватоопасных зон ...................................................................................................			8.33
8.11 Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций, возникающих при			8.34
бурении наклонно-направленных скважин.................................................................
8.12 Мероприятия при строительстве скважин в зоне многолетнемерзлых пород			8.36
(ММП) ...................................................		.........................................................................
9 Крепление скважины ....................................................................................................			9.1

СамараНИПИнефть		031Б.00-00	С.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Содержание
9.1 Обсадные колонны...................................................................................................			9.1
9.2 Цементирование обсадных колонн.......................................................................			9.14
9.3 Мероприятия по обеспечению подъема цемента за обсадными колоннами			9.21
на проектную высоту....................................................................................................
9.4 Оборудование устья скважины..............................................................................			9.23
10 Испытание скважин...................................................................................................			10.1
10.1	Испытание пластов в процессе бурения ............................................................		10.1
10.1.1 Продолжительность работы пластоиспытателя, спускаемого на трубах..............................			10.2
10.1.2 Характеристика КИИ и технологические режимы работы пластоиспытателя,			10.2
спускаемого на трубах ...........................................................................................................................
10.2	Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне ........		10.3
10.2.1 Параметры колонны насосно-компрессорных труб (НКТ).......................................................			10.5
10.2.2 Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне............			10.7
10.2.3 Продолжительность работы агрегатов при испытании (освоении) скважины в
эксплуатационной колонне....................................................................................................................			10.8
10.2.4 Потребное количество материалов для испытания (освоения) скважины в			10.10
эксплуатационной колонне..................................................................................................................
10.2.5 Освоение нагнетательной скважины.......................................................................................			10.12
11 Дефектоскопия бурового оборудования и инструмента ...................................			11.1
12 Строительные и монтажные работы .....................................................................			12.1
12.1	Конструктивные узлы вышки и привышечных сооружений ...............................		12.3
12.2	Расчет фундаментов под буровую установку ..................................................		12.27
13 Продолжительность строительства скважины ...................................................			13.1
14 Механизация и автоматизация технологических процессов, средства			14.1
контроля и диспетчеризации........................................................................................
15 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и			15.1
противопожарная безопасность..................................................................................
15.1	Общие сведения...................................................................................................		15.1
15.2	Промышленная безопасность опасных производственных обьектов,
Правила организации и осуществления производственного контроля за
соблюдением требований промышленной безопасности .........................................			15.2
15.3	Общие сведения о химреагентах, применяемых при кислотных обработках..		15.4
15.3.1 Общие требования по безопасному обращению с кислотами................................................			15.5
15.3.2 Требования к условиям хранения кислот .................................................................................			15.5
15.3.3 Требования к применяемому оборудованию и спецтехнике для работы с кислотами ........			15.6
15.3.4 Меры безопасности при работе с кислотными растворами....................................................			15.6
15.4	Освещенность рабочих мест, нормативная численность буровой бригады,
бригады испытания (освоения) скважин, обеспечение спецодеждой и
средствами коллективной и индивидуальной защиты ..............................................			15.6
15.5	Санитарные зоны и санитарно-бытовые помещения......................................		15.13
15.6	Взрывобезопасность и мероприятия по ее обеспечению ...............................		15.14
15.7	Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности технических
устройств.....................................................................................................................			15.15
15.8	Пожарная безопасность.....................................................................................		15.16
16 Список используемой литературы ........................................................................			16.1
17 Сведения о транспортировке грузов, вахт, бурового оборудования,			17.1
блоков и пробег спецмашин.........................................................................................
18 Оценка технического состояния обсадных колонн и определение их			18.1
остаточной прочности .....................................................................................................
19 Срок безопасной эксплуатации скважины............................................................			19.1

СамараНИПИнефть		031Б.00-00	С.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Содержание
20	Мероприятия по предотвращению постороннего вмешательства в		20.1
технологические процессы и противодействию террористическим актам ........			20.1
21	Мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных		21.1
ситуаций...........................................................................................................................			21.1
22	Мероприятия по ликвидации предполагаемого открытого фонтана...............		22.1
23	Ликвидация и консервация скважин......................................................................		23.1
	23.1 Ликвидация скважины ..........................................................................................		23.1
	23.1.1 Технологические и технические решения по ликвидации скважины .....................................		23.1
	23.1.2 Порядок организации работ по ликвидации скважины............................................................		23.2
	23.2 Консервация скважины ......................................................................................		23.10
	23.2.1 Технологические и технические решения по консервации скважины..................................		23.10
	23.2.2 Порядок работ по консервации скважины, законченной строительством и обеспечению
	промышленной безопасности .............................................................................................................		23.10
	23.2.3 Порядок работ по консервации скважины и обеспечению промышленной безопасности
	в процессе строительства ...................................................................................................................		23.11
	23.2.4 Порядок работ по расконсервации скважины и обеспечению промышленной		23.2
	безопасности в процессе строительства	.............................................................................................	23.2
24	Паспорт рабочего проекта .......................................................................................		24.1
25	Список принятых сокращений ................................................................................		25.1
26	Приложения................................................................................................................		26.1
	Приложение А Схемы оборудования устья скважины...............................................		26.1
	Приложение Б Схема расположения бурового оборудования .................................		26.4
	Приложение В Нормативная карта .............................................................................		26.5
	Приложение Г Регламент контроля за процессом цементирования и изучения
	состояния крепи после твердения тампонажного раствора......................................		26.7
	Приложение Д Оценка степени риска.......................................................................		26.17
	Приложение Е.............................................................................................................		26-43
	Титульный лист группового рабочего проекта на строительство разведочно-		26-43
	эксплуатационных скважин для временного технического водоснабжения ..........		26-43
	Приложение Ж Титульный лист группового рабочего проекта № 29-04 на
	консервацию, расконсервацию, восстановление и ликвидацию скважин		26-44
	Приобского месторождения.......................................................................................		26-44

Список чертежей

Геолого-технический наряд ................................................................................................

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	С.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Сводные технико-экономические данные

1 Сводные технико-экономические данные

1.1 Основные проектные данные

Проектная документация 031Б.00-00 разработана в соответствии с нормами, правилами, инструкциями и государственными стандартами. Соответствует требованиям пожарной безопасности и обеспечивает безопасную эксплуатацию объектов, выполнена с учетом ПБ 08-624-03.

Единицы измерения некоторых величин приведены не в системе СИ для удобства пользования проектом.

Согласно ВСН 39-86 « Рабочие проекты должны разрабатываться без излишней детализации, в минимальном объеме и составе, достаточном для выполнения проектных решений, определения объемов работ, потребности в оборудовании, конструкциях и материалах, сметной стоимости строительства скважин. Разделы рабочего проекта должны характеризовать проектные решения и излагаться в четкой, лаконичной форме, а приведенные в них показатели и результаты инженерных расчетов – оформляться в виде таблиц. В состав проектно-сметной документации, передаваемой заказчику не должны включаться инженерные расчеты, а также материалы инженерных изысканий»

Данным проектом предусмотрено строительство эксплуатационных скважин на Приобском месторождении с целью эксплуатации залежей нефти из пластов АС10, АС11, АС12, а также для ППД.

Предполагается строительство скважины со следующей конструкцией: направление 324 мм – 30 м; кондуктор 245 мм – 1393 м; эксплуатационная колонна 146 мм – 3368 м. Металлоемкость при этом составит 44,79 кг/м на скважину.

Для строительства скважины выбраны буровые установки БУ-3000ЭУК-1М; БУ-3200 ЭУК2М; БУ4500/270 ЭК-БМ; БУ 2900/200ЭПК-БМ; IRI-1700/270Е, работы по освоению продуктивных объектов предусматриваются с основной БУ или А-60.

Нормативная (проектная) скорость строительства – 2428 м/станко-мес.

Общая проектная продолжительность бурения и крепления скважины – 0,63 мес.

В таблицах 1.1-1.6 представлены основные технико-экономические показатели строительства проектируемой скважины, полученные на основании принятых проектных решений и проведенных в соответствующих разделах проекта инженерных расчетов.

Таблица 1.1 –		Основные проектные данные

Наименование данных			Значение (величина)

Номер района			4Н
строительства скважин			4Н
строительства скважин
Месторождение			Приобское
Расположение (суша,			суша
море)			суша
море)
Цель бурения и			эксплуатации залежей нефти из пластов АС10, АС11, АС12
назначение скважин			эксплуатации залежей нефти из пластов АС10, АС11, АС12
назначение скважин
Проектный горизонт			Черкашинская свита
Проектная глубина, м
∙	по вертикали		2730
∙	по стволу		3368
Число объектов
испытания
∙	в колонне		3
∙	в	открытом	0
стволе
Вид скважины (верт.			наклонно-направленная
накл. и др.)			наклонно-направленная
накл. и др.)
Тип профиля скважины			пятинтервальный
Азимут бурения, град			-

СамараНИПИнефть			031Б.00-00	1.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Сводные технико-экономические данные

Наименование данных		Значение (величина)

Максимальный зенитный		52
угол, град.
Максимальная		1,5
интенсивность
изменения зенитного
угла, град/10 м
Глубина по вертикали		АС10 – 2400м
кровли продуктивного		АС11 – 2450м
(базисного) пласта, м		AC12 – 2550м
Отклонение от
вертикали точки входа		1400-2300
скважины в кровлю		1400-2300
скважины в кровлю
продуктивного пласта, м
Допустимое отклонение
заданной точки входа в
кровлю продуктивного		50
пласта от проектного		50
пласта от проектного
положения (радиус круга
допуска), м
Категория скважин		II
Металлоемкость		44,79
конструкции, кг/м		44,79
конструкции, кг/м
Способ бурения		турбинно-роторный
Вид привода		электрический
Вид монтажа		первичный, повторный, передвижка 15-20 м
Тип буровой установки		БУ -3000ЭУК -1М; БУ -3200 ЭУК2М; БУ-4500/270 ЭК-БМ; БУ 2900/200ЭПК-
Тип буровой установки		БМ; IRI -1700/270Е
		БМ; IRI -1700/270Е
Тип вышки
Наличие механизмов		Нет
АСП		Нет
АСП
Номер основного		БУ -3000ЭУК -1М – 26
Номер основного
комплекта бурового		IRI -1700/270Е – 35
оборудования		БУ-4500/270 ЭК-БМ – 42
		БУ-4500/270 ЭК-БМ – 42
Максимальная масса
колонны, т
∙	бурильной	112,1
с СВП		70,6
без СВП		87,2
∙	обсадной
Тип буровой установки		А–60/80
для испытания объекта		А–60/80
для испытания объекта
	Для бурения скважин с БУ -3000ЭУК -1М (БУ -3200 ЭУК2М)
Продолжительность
цикла строительства, сут
∙	первичный
монтаж		151,26
∙	повторный	138,04
монтаж (крупноблочный)		125,92
		125,92
агрегатный		77,06
агрегатный
∙	передвижка

СамараНИПИнефть		031Б.00-00	1.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Сводные технико-экономические данные

Наименование данных		Значение (величина)

15-20 м
Вышкомонтажные
работы
∙	первичный
монтаж		76,2
∙		76,2
∙	повторный	62,98
монтаж (крупноблочный)		62,98
монтаж (крупноблочный)		50,86
		50,86
агрегатный		2
агрегатный
∙	передвижка
15-20 м
Подготовительные		4
работы к бурению		4
работы к бурению
Бурение		9,84
Крепление		6,73
Испытание		-
продуктивных пластов в
открытом стволе
Освоение		54,49
		Для бурения скважин с БУ-4500/270 ЭК-БМ
Продолжительность
цикла строительства, сут
∙	первичный
монтаж		166,06
∙	повторный	153,06
монтаж		78,46
		78,46
∙	передвижка
15-20 м
Вышкомонтажные
работы
∙	первичный
монтаж		91
∙	повторный	78
∙	повторный	3,4
монтаж		3,4
∙	передвижка
15-20 м
Подготовительные		4
работы к бурению		4
работы к бурению
Бурение		9,84
Крепление		6,73
Испытание		-
продуктивных пластов в
открытом стволе
Освоение		54,49
		Для бурения скважин с БУ 2900/200ЭПК-БМ

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	1.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Сводные технико-экономические данные

Наименование данных		Значение (величина)

Продолжительность
цикла строительства, сут
∙	первичный
монтаж		171,66
∙	повторный	123,86
монтаж		79,76
		79,76
∙	передвижка
15-20 м
Вышкомонтажные
работы
∙	первичный	96,6
монтаж		96,6
∙	повторный	48,8
монтаж		4,7
∙	передвижка
15-20 м
Подготовительные		4
работы к бурению		4
работы к бурению
Бурение		9,84
Крепление		6,73
Испытание		-
продуктивных пластов в
открытом стволе
Освоение		54,49
		Для бурения скважин с IRI -1700/270Е
Продолжительность
цикла строительства, сут
∙	первичный
монтаж		141,28
∙	повторный	141,28
∙	повторный	128,79
монтаж (крупноблочный)		128,79
монтаж (крупноблочный)		111,82
		111,82
агрегатный		77,02
∙	передвижка
15-20 м
Вышкомонтажные
работы
∙	первичный
монтаж		66,22
∙		66,22
∙	повторный	53,73
монтаж (крупноблочный)		53,73
монтаж (крупноблочный)		36,76
		36,76
агрегатный		1,96
агрегатный
∙	передвижка
15-20 м
Подготовительные		4
работы к бурению		4
работы к бурению
Бурение		9,84
Крепление		6,73

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	1.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Сводные технико-экономические данные

Наименование данных		Значение (величина)

Испытание		-
продуктивных пластов в
открытом стволе
Освоение		54,49
Размер отводимого во
временное пользование		1,8
участка земли, га
Проектная скорость		2428
бурения, м/ст-мес		2428
бурения, м/ст-мес
Перечень скважин,	куст	скважины
строящихся по данной	222	9103,6885,6886,6896,6897,6920,6921,6908
проектной документации	222	9103,6885,6886,6896,6897,6920,6921,6908
проектной документации	223	9099,9904
	223	9099,9904
	257	6446
	340	11247,6686,23104,31233,11246,22813,6712,31232,22816,22815,6731,
	340	11245,22819,22811,6732,6713,6695
		11245,22819,22811,6732,6713,6695
	163	4380,4271,4231,4230,4229,4344,4309,4266
	220	6465,6466,8762,6499,6573
	250	5869,5813,5814,5815,5816
	259	6363,6362,6312,6311,6261,6262,6411,6368,6317,6267,6217
	344	6656
	346	6213,6212,6163,22898
	349	5989,6034,22900,5774
	351	1867,1868,1784,984
	353	8732,9743,939,946,953
	354	9772,1782,9813,9852
	355	9815,626,23661,9816
	356	9705,13652,13651,938,33768,9739
	357	622,618
	229	23488,23364
	350	945,1901,950,955
	352	8728,23177,54324
	358	23165,23170,13646,13591,13542,13489,13488
	359	13596,23063,617,13543,13490,13491,13657
	362	967,968,1827,985,996,997
	387	54338,54331,54352,54328,54333
	388	54358,54354,54378
	164	4382,4381,4583,4416,4415,4520
	258	6409, 6408, 6410, 6445, 6407, 6539, 6565, 6479
	343	23226, 11501, 31423, 11435, 22752, 23233, 31490, 11500, 22750,
	343	22748, 31421, 22741, 22569
		22748, 31421, 22741, 22569

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	1.5
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Сводные технико-экономические данные

1.2 Общие сведения о конструкции скважин

Таблица 1.2 - Общие сведения о конструкции скважины

			Глубина спуска, м
Название колонны	Диаметр, мм	по вертикали		по стволу
		от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
Направление	324	0	30	0	30
Кондуктор	245	0	1130	0	1393
Эксплуатационная колонна	146	0	2730	0	3368

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	1.6
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

7.1

Таблица 1.3 - Дополнительные сведения для составления сметы

Среднегодовое

пребыванияВремя турбобура )(наэлектробура

%,забое

Время механического %,воденабурения

,работаДежурство

,бульдозера натрактора

/,сутчбуровой

оплатыФорма

буровойтруда бригады ,(сдельная )повременная

УБРКатегория

Коэффициент оборачиваемости %,труб

Мощность

Наличие

количество буровых

труборемонтных

тампонажной

станков

баз или

конторы или

площадок,

тампонажного

бурении

тыс. м

цеха (ДА,

испытании

бурильных труб

НЕТ)

да

35,4

повременная

1,54

Таблица 1.4 - Дополнительные сведения для составления сметы

Содержание полевой

Дополнительные

лаборатории по

рабочие для

контролю

приготовления

Дополнительные рабочие

Объем отходов, м3

промывочной

утяжелителей и

жидкости в интервале,

обработки бурового

Объем

Отходы

раствора

при

интервал

количество

повторно

бурения

в том числе подлежит

бурении

испытании

глубины, м

используе-

(отработанный

количество

работысменчисло

,,(двеоднасутки )круглосуточно

работысменчисло

,,(двеоднасутки )круглосуточно

мого

раствор, шлам,

слесарей

.старш дизелистов

электромонтеров

вывозу

захоронению

сбросу

бурового

сточные воды,

раствора,

нефтепродукты

от

до

от

до

от

до

м3

и др.)

всего

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

(верх)

(низ

1393

одна

ОБР

403

нет

1393

3368

301,6

шлам

326

БСВ

807

1 Том

данные экономические-технико Сводные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

8.1

Таблица 1.5 - Сведения об условиях эксплуатации скважин

Данные о способах эксплуатации

Максимальные

Коррозия

Жидкость за

габаритные

НКТ

Срок перевода

размеры

спускаемых

скважины в

инструментов и

Глубина

/м

название

период от начала

нагнетательную

вид

активность

кг

приборов при

установки

(фонтанный,

эксплуатации, год

от начала

(сероводородная,

пластового

плотность,

освоении и

пакера, м

тип

ШГН, ЭЦН,

от

до

эксплуатации,

сульфидная и

флюида,

эксплуатации

газлифтный)

год

пр.)

мм/год

скважины

глубина,

диаметр,

мм

АС10 –

в соответствие с

в соответствии с

763 кг/м3

УЭЦН

2011

технологической

3368

127

пакер не

нефть

АС11 –

схемой

предусмотрен

751 кг/м

разработки

AC12 –

755 кг/м3

Таблица 1.6 - Номера скважин, подлежащих ликвидации и консервации

Номера скважин, подлежащих ликвидации

Номера скважин, подлежащих консервации на срок

до 3 месяцев

от 3 до 12 месяцев

свыше 1 года

Ликвидация скважины не планируется

Консервация скважины не планируется

При необходимости ликвидация и консервация проводится по отдельному проекту (приложение Ж).

1 Том

данные экономические-технико Сводные

vk.com/club152685050

Том 1 Основание для проектирования

2 Основание для проектирования

Настоящий Проект разработан на основании документов, указанных в табл. 2.1.

Таблица 2.1 – Список документов, которые являются основанием для проектирования

№Название документа ( проект геолого-разведочных работ, технологические схемы (проект)

	п/п	разработки площадей (месторождений), задание на проектирование), номер, дата,
		должность, фамилия и инициалы лица, утвердившего документ

	1	« Дополнение к технологической схеме разработки Приобского месторождения», утв.протоколом
	1	ЦКР №3735 от 13.07.06 г.
		ЦКР №3735 от 13.07.06 г.
	2	Протокол технического совещания по вопросу определения граничных значений зенитного угла
	2	входа в продуктивный пласт от 28.11.2008 г.
		входа в продуктивный пласт от 28.11.2008 г.
	3	« Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Приобского
	3	месторождения», утв.протоколом ЦКР №4608 от 10.06.09 г.
		месторождения», утв.протоколом ЦКР №4608 от 10.06.09 г.

Строительство

эксплуатационных скважин

на Приобском месторождении

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	2.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Общие сведения

3 Общие сведения

В таблицах 3.1-3.6 представлены основные технико-экономические показатели строительства проектируемой скважины, полученные на основании принятых проектных решений и проведенных в соответствующих разделах проекта инженерных расчетов.

Таблица 3.1 - Сведения о районе буровых работ

	Наименование данных	Значение

Месторождение		Приобское
Административное расположение
∙	республика
∙	округ	ХантыМансийский автономный округЮгра
∙	область	Тюменская
∙	район	Ханты-Мансийский
Температура воздуха, °С:
∙	среднегодовая	-2
∙	наибольшая летняя	+35
∙	наименьшая зимняя	-50
Максимальная глубина промерзания грунта, м		2,4
Продолжительность отопительного периода, сут.		257
Многолетнемерзлые породы		отсутствуют

Таблица 3.2 - Сведения о площадке строительства буровой

Название, единица измерения		Значение (текст, название, величина)

Рельеф местности, состояние местности:		Равнинный, слабо всхолмленный. В орографическом
		отношении площадь представляет собой лесистую,
		заболоченную равнину, абсолютные отметки рельефа
		которой колеблются в пределах 50-85м.
Состояние местности:		Заболоченная с озерами. Гидрографическая сеть
		представлена болотными массивами и водотоками.
		Болота труднопроходимые, грядово-мочажинные и
		озерно-мочажинные с глубиной 1,5-8м
Толщина, см:
∙	снежного покрова	150
∙	почвенного слоя	30
Растительный покров:		Сосново-березовые леса
Почвы		Торфяно-болотные, суглинки, пески, глины, супеси

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	3.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Общие сведения
Таблица 3.3 - Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

Назначение отводимого земельного участка				Размер, га				Источник нормы
Назначение отводимого земельного участка				Размер, га				отвода земель
								отвода земель
Во временное краткосрочное пользование на период бурения				1,8 (отсыпная)				СН 459-74
скважин
Во временное долгосрочное пользование на период					0,36			СН 459-74
эксплуатации скважин
Во временное краткосрочное пользование под водопровод на					нет			СН 459-74
период строительства при глубине заложения 2,2 м до верха
трубы и ширине полосы 36 м
Во временное краткосрочное пользование под в/в ЛЭП на					нет			СН 459-74
период строительства длиной 1000 м и ширине полосы 8 м
Во временное краткосрочное пользование под дороги для								СН 459-74
подъезда к скважине на период строительства:
а) на землях, не покрытых лесом, ширина полосы 10 м;						1
б) на землях, покрытых лесом, ширина полосы 6 м.					нет
Во временное краткосрочное пользование под дороги для								СН 459-74
перемещения вышки буровой установки:
а) на прямых участках трассы при поперечном уклоне					6,75
местности до 60, ширина полосы 20 м;
б) на изогнутых участках трассы или на прямых участках при					0,75
поперечном уклоне местности более 60, ширина полосы 50 м.
Таблица 3.4 – Источник и характеристики водоснабжения, энергоснабжения связи и местных
стройматериалов

		Расстояние					Характеристика водо- и
Название вида	Источник заданного вида	от источника					Характеристика водо- и
Название вида	Источник заданного вида	от источника					энергопривода, связи и
снабжения	снабжения	до буровой,					энергопривода, связи и
снабжения	снабжения	до буровой,					стройматериалов
			м				стройматериалов
			м
	водяная скважина на площадке						тип труб – сварные
Водоснабжение	водяная скважина на площадке		60				диаметр труб - 108 мм
Водоснабжение	строительства (Приложение Е)		60				диаметр труб - 108 мм
	строительства (Приложение Е)						давление - 5 кгс/cм2
	высоковольтная ЛЭП		3000				Опоры металлические, провод
	высоковольтная ЛЭП		3000				алюминиевый А-95
							алюминиевый А-95
Энергоснабжение		100 м (учтено					провод алюминиевый (А-10-16
Энергоснабжение							ГОСТ 839-80Е)
(бурение.	низковольтная ЛЭП						ГОСТ 839-80Е)
(бурение.	низковольтная ЛЭП	в УКР)					опоры - железобетонные или
крепление)		в УКР)					опоры - железобетонные или
крепление)							металлические.
							металлические.
	АСДА-200 - 2 шт.	на буровой					аварийная дизель-
		площадке					генераторная эл. станция
Энергоснабжение	ДГМА-48 - 1 шт.	на скважине					для обеспечения нужд
(испытание)							электроснабжения бригады
							освоения и А-60
Энергоснабжение		на площадке					для обеспечения нужд
(при вышко-		на площадке					для обеспечения нужд
(при вышко-	АСДА-200 - 2 шт.	вышко-					электроснабжения бригады
монтажных	АСДА-200 - 2 шт.	вышко-					электроснабжения бригады
монтажных		строения					вышкостроения
работах)		строения					вышкостроения
работах)
Связь	Радиостанция типа «NokiA»	-					Мощность до 100 Вт
Местные		см. трансп.
Местные			схему				песок, щебень, бутовый
строительные			схему				песок, щебень, бутовый
строительные		(табл.3.1					камень
материалы		раздела 2 )					камень
материалы		раздела 2 )

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	3.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Общие сведения

Таблица 3.5 - Сведения о подъездных путях

Протяженность,	Характер покрытия	Ширина,	Высота	Характеристика дороги
км	(гравийное, из	м	насыпи,
	лесоматериалов		см
	и т. д.)

106	твердое	15	-	дороги с усовершенствованным
				покрытием (асфальтобетонные,
				цементобетонные и т. д.)
78	зимник	6	-

Таблица 3.6 –	Сведения о магистральных дорогах и водных транспортных путях

	Магистральные дороги		Водные транспортные пути

наличие	название	расстояние до	наличие	название	расстояние до
(ДА, НЕТ)		буровой, км	(ДА, НЕТ)		буровой, км
нет	-	-	нет	-	-

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	3.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Геологическая характеристика

4 Геологическая характеристика

4.1 Назначение скважины, проектная глубина и горизонт

Скважины проектируется для эксплуатации пластов АС10, АС11, АС12-добыча нефти, ППД.

Проектный горизонт – Черкашинская свита.

Проектная глубина по вертикали – 2730 м.

Проектная глубина по стволу – 3368 м.

Вид скважин – наклонно-направленный.

Средний отход от вертикали – 1800 м.

4.2 Тектоническая характеристика и особенности строения структуры

В региональном тектоническом плане Приобское месторождение приурочено к южной части Сургутского свода положительной структуре I порядка. В свою очередь Сургутский свод осложнен рядом структур II порядка. Кудринская структура, выявленная сейсморазведочными работами МОВ в 1965 г., располагается несколько западнее общего приподнятого цоколя южного окончания Сургутского свода в северо-западной части Южно-Балыкского куполовидного поднятия.

4.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

Стратиграфический разрез скважин приводится в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой Межведомственного стратиграфического комитета от 1962 г. с учетом изменений на основе « Решения Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы», г. Ленинград, ВСЕГЕИ, 28.07.2000 г.

Литологическое описание пород дано в виде краткой обобщенной характеристики выделяемого стратиграфического подразделения. Таблица 4.1.

Структурные карты пластов и схемы расположения скважин приведены на рисунках 4.1-4.3

Геологический профиль месторождения приведен на рисунке 4.4.

При составлении проекта использованы следующие материалы:

1. « Технологическая схема на полное развитие Приобского месторождения», Протокол ЦКР

№ 2769 от 15.11.2001 г.

2.Фактические данные по ранее пробуренным скважинам Приобского месторождения.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	4.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Геологическая характеристика

Z: -2355.595739

-2355

5740

-2350

5482bs2

Z: -2348.67

Z: -2346.25

Z: -2348.16

5682 ink

5681

-2350

Z: -2350.70

5682bs1

Z: -2351.86	5741			Z: -2347.60 5
	5741
		3	5	0
	2		5
	2
	-

Z: -2345.89 5683

																	-
																	2	3
																		50
											-
Z: -2353.26										Z: -2357.84	2355
Z: -2353.26										Z: -2357.84
	5624									5625	Z: -2356.84
														0	100	200	300	400	500m
	3		5									5626
	3											5626
	-2	5
	-2															1:10000
																1:10000
					Рисунок 4.1 - Структурная карта кровли пласта АС10
	Z: -2407.365739																	Z: -2393.66	5
											Z: -2398.56		5741					Z: -2393.66	5
													5741
				05						5740
				05
			4
	-2
					0
				40
		-2							5482bs2
									5482bs2
						Z: -2398.29
	Z: -2397.13									Z: -2396.59
										Z: -2396.59	Z: -2394.53			5683
										5682 ink	Z: -2394.53			5683
					5681						-
											2	3		9
														5
						Z: -2399.18
										5682bs1
Z: -2400.10										Z: -2406.27
	56240								5	5625
	56240							0		5625	Z: -2405.60
	0						4				Z: -2405.60
4						2
-2						-								0	100	200	300	400	500m
												5626				1:10000
																1:10000
						Рис.4.2 - Структурная карта кровли пласта АС11

СамараНИПИнефть

031Б.00-00

4.2

031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050
Том 1																Геологическая характеристика
				Z: -2544.20 5739																										Z: -2506.03	5
															5			Z: -2517.96												Z: -2506.03
															5			Z: -2517.96
														4						5741
												5
									-2
													0				5740
											4
									5
						2
						-									5
															5
														3
												5
										2
									-
											0
									3
						5
					2
				-										5
													2
											5
									2
							-
								0								Z: -2506.23
						2										Z: -2506.23
					5											5482bs2
			2
		-
							5								0
						1									0
				5									1
		2										5
		-										5
										2
									-
						Z: -2499.49										Z: -2495.065682 ink		Z: -2472.93		5683
		0	5													5681
	5		5
2


-					0
			5	0	0											Z: -2491.71			-
			5	0												Z: -2491.71			-
		2																		2
		2																		4	7
	-																				7
																5682bs1					0
																5682bs1
											5					0
										9						9
									4							4
									2							2
								-								-
Z: -2493.13																Z: -2492.19	-
Z: -2493.13																Z: -2492.19	2
				5624												5625	4								-
				5624												5625	9								-
																	0				-					4
																	0	Z: -2483.98-			2						7
																		Z: -2483.98-				4			100			5	300	400	500m
																		24					80		100			200	300	400	500m
																		8	5					0
																			5626									1:10000
																												1:10000
																Рис.4.3 Структурная карта кровли пласта АС12

СамараНИПИнефть

031Б.00-00

4.3

031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Геологическая характеристика

Рисунок 4.4 - Геологический профиль месторождения

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	4.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Геологическая характеристика

Продолжение рисунка 4.4 - Геологический профиль месторождения

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	4.5
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

6.4

Таблица 4.1 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина		Стратиграфическое подразделение			Сведения о пластах			Коэфф.
залегания, м								кавернозности
от	до	наименование	индекс	Индексы		Элементы падения (залегания),		интервала
(верх)	(низ)			пластов		градус

						угол	азимут

0	40	Четвертичные отложения	Q	-		-	-	1,3
40	70	Неогеновые отложения	N	-		-	-	1,3
70	90	Туртасская свита	P33	-		-	-	1,3
90	195	Новомихайловская свита	P23	-		-	-	1,3
195	255	Атлымская свита	P13	-		-	-	1,3
255	470	Тавдинская свита	P13 -P32	-		-	-	1,3
470	690	Люлинворская свита	P2	-		-	-	1,3
690	820	Талицкая свита	P1	-		-	-	1,25
820	990	Ганькинская свита	К2dm	-		-	-	1,25
990	1100	Берёзовская свита	К2kmst	-		0030	-	1,25
1100	1130	Кузнецовская свита	К2kt	-		0030	-	1,25
1130	1550	Уватская свита	К2s	-		0030	-	1,25
1550	1740	Ханты-Мансийская свита	К1al	-		0030	-	1,25
1740	2015	Викуловская свита	К1av	-		0030	-	1,25
2015	2200	Алымская свита	К1a	-		0030	-	1,25
2200	2730	Черкашинская свита	К1brg	АС10, АС11,		0030	-	1,25
				АС12

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

7.4

Таблица 4.2 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс	Интервал		Горная порода	Стандартное описание горной породы (полное название, характерные
стратиграфического			(краткое название)	признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.))
подразделения	от	до
	(верх)	(низ)
Q	0	40	пески, супеси, суглинки,	Неравномерное чередование песков серых, разнозернистых; глин зеленовато-
			глины, торфяники, илы,	серых и бурых, вязких, песчанистых; лессовидных суглинков и супесей;
			лёссы, гальки, гравий	торфяников, лёссов, илов, галек и гравия. Характерно присутствие останков
				пресноводной фауны.
N	40	70	пески, супеси, суглинки,	Неравномерное переслаивание песков серых, разнозернистых; алевролитов
			алевриты, глины, лёссы,	буровато- и желтовато-серых; глин зеленовато- и буровато-серых, вязких,
			гальки, гравий	песчанистых, немас-сивных; суглинков и супесей лессовидных, серых; лёссов,
				галек и гравия.
P33	70	90	глины, алевриты, пески,	Глины зеленовато- и буровато-серые, плотные; алевриты зеленовато-серые,
			диатомиты, глаукониты	микро-слоистые с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых
				тонкозернистых песков
P23	90	195	глины, пески, алевриты,	Переслаивание песков серых и светло-серых, кварцевых; глин серых и буро-
			бурые угли, лигниты	серых;коричнево-бурых алевритов с прослоями бурых углей, лигнитов и
				углистого детрита.
P13	195	255	пески, глины, алевриты,	Пески светло-серые, мелко- и среднезернистые, преимущественно кварцевые,
			бурые угли, слюды	водо-носные, с включениями растительных остатков и древесины; глины
				немассивные, зеленовато-серые, вязкие, слюдистые, с прослоями алевритов,
				бурых углей и лигнита.
P13 -P32	255	470	глины, алевролиты,	Глины зеленовато-светло-серые, вязкие, жирные, с прослоями алеврита и
			сидериты, пириты	глинистогосидерита, с зёрнами пирита; имеется фауна пелеципод,
				фораминифер и радиолярий
P2	470	690	глины, алевриты, опоки,	Глины серые, зеленовато-, голубовато- и пепельно-серые, алевритистые, с
			диатомиты, глаукониты,	частымивключениями глауконитов и диатомитов; в нижней части свиты глины
			сидериты, пириты	опоковидные, с прослоями алеврита и сидерита, с редкими включениями зёрен
				пирита.
P1	690	820	глины, монтмориллониты,	Глины уплотнённые, темно-серые, неяснослоистые, в нижней части –
			алевролиты, пириты,	зеленоватые,алевритистые, тонкоотмученные, местами с примесями кварцево-
			глаукониты, сидериты	глауконитового алевролита, сидерита, монтмориллонита и заглинизированных
				песчаников.
К2dm	820	990	Глины, глаукониты,	Глины желтовато-, зеленовато- и буровато-серые, известковистые, массивные, с
			известняки, сидериты,	частыми прослоями глинистых известняков и мергелей, с включениями зёрен
			мергели, пириты	пирита,глауконита и сидерита темно-серого.
К2kmst	990	1100	глины, диатомиты,	Глины серые, зеленовато-серые, тонкоотмученные, опоковидные, с остатками
			опоки	фауны моря; в верхнем ярусе – опесчаненные, в нижнем – с прослоями
				диатомитов и опок.
К2kt	1100	1130	глины, глаукониты,	Глины тёмно- и заленовато-серые, плотные, с прослоями глауконитовых

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1 01-Б031						1 Том
СамараНИПИнефть doc.1 01-Б031	Индекс	Интервал		аргиллиты, угли,	и темно-серых алевролитов, аргиллитов и глин, с включениями зёрен янтаря,	1 Том
	Индекс	Интервал		Горная порода	Стандартное описание горной породы (полное название, характерные
	стратиграфического			(краткое название)	признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.))
	подразделения	от	до
		(верх)	(низ)
				алевриты, песчаники	алевритов и редко песчаников, с включениями зёрен глауконитов и обломков
					морской фауны.
	К2s	1130	1550	песчаники, алевролиты,	Чередование серых, слабосцементированных и рыхлых песчаников, зеленовато-
				кварцы,пириты, слюды,	пирита, кварца; с частыми прослоями бурых углей и слюд.
				янтари
	К1al	1550	1740	песчаники, алевролиты,	Переслаивание серых и светло-серых, слабосцементированных и рыхлых
				аргиллиты, угли, слюды	песчаников и алевролитов, темно-серых глин и аргиллитов с частыми прослоями
					бурых углей и слюд, с включениями зёрен янтаря и пирита.
	К1av	1740	2015	алевролиты, аргиллиты,	Чередование серых алевролитов, темно-серых глин и тёмных аргиллитов с
				глины, угли, известняки,	прослоями бурых углей, слюд и известняков, с линзами глин, с зёрнами янтаря,
Б031				растительные остатки	пирита, кварца. Для свиты характерно повсеместное присутствие обильного	Геологическая
Б031					детрита.	Геологическая
					детрита.
	К1a	2015	2200	аргиллиты, алевролиты,	Глины тёмные до чёрных, аргиллиты темно-серые, массивные, плотные,
				глины, песчаники, слюды	слюдистые, битуминозные; в нижней части свиты – с нечастыми тонкими
					прослоями алевролитов и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых.
00-00.	К1brg	2200	2730	алевролиты, аргиллиты,	Частое и неравномерное переслаивание аргиллитов темно-серых и серых,	характеристика
00-00.				глины, песчаники, слюды,	прослоями зеленоватых, тонкослоистых; с алевролитами и песчаниками серо-	характеристика
				глины, песчаники, слюды,
				известняки, сидериты	цветными, слюдистыми, полимиктовыми, мелкозернистыми, иногда сильно
					глинизированными, водо- и нефтеносными, (продуктивные пласты группы АС).
					Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков и
					конкреции сидеритов.

8.4

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

9.4

Таблица 4.3 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал		Краткое	/,смгПлотность	%,Пористость	,Проницаемость мДарси	%,Глинистость	%,Карбонатность	,текучестиПредел /ммкгс	/,ммкгсТвердость	.пластичностиКоэф	Абразивность	породыКатегория промысловойпо классификации .).(дтимягкая
Индекс стратиграфического подразделения	(по		название	/,смгПлотность	%,Пористость	,Проницаемость мДарси	%,Глинистость	%,Карбонатность	,текучестиПредел /ммкгс	/,ммкгсТвердость	.пластичностиКоэф	Абразивность	породыКатегория промысловойпо классификации .).(дтимягкая
	(по		название							2
	вертикали),		основной	3
	м		горной
	от	до	породы
	(верх)	(низ)
									2

Q	0	40	супесь	2,1	30	1960	20	0,7	-	-	-	III-V	М
N	40	70	супесь	2,13	30	1960	20	0,7	-	-	-	III-V	М
P33	70	90	глина	2,24	10	7	90	1,5	2-10	4-10	3,9	II-IV	М
P23	90	195	песок	2,2	15	100	25	1,2	-	-	-	III-VI	МЗ
P13	195	255	песок	2,22	15	50	25	1,5	-	-	-	III-VII	МЗ
P13 -	255	470	глина	2,27	10	7	90	1	2-13	5-14	4,4	II-IV	М
P32
P2	470	690	глина	2,31	10	1	95	1,2	2-11	4-13	4,5	II-IV	М
P1	690	820	глина	2,35	10	0	100	1,5	2-10	4-12	4,3	II-IV	М
К2dm	820	990	глина	2,34	10	5	95	1,8	2-12	4-13	4,2	II-V	М
К2kmst	990	1100	глина	2,33	12	7	90	2	3-14	5-16	4,1	II-V	МС
К2kt	1100	1130	глина	2,34	14	11	80	2	3-21	7-22	4	III-VI	МС
К2s	1130	1550	песчаник	2,13	24-33	550	9-19	6-15	9-103	13-109	1,1-4,2	VI-VIII	МСЗ, С
К1al	1550	1740	песчаник	2,19	22-32	540	12-23	5-13	9-102	12-106	1,2-4,4	VI-VIII	МСЗ, С
К1av	1740	2015	алевролит	2,24	20-30	530	16-29	4-11	8-100	10-101	1,3-4,6	VI-VIII	МСЗ, С
К1a	2015	2200	глина	2,34	12	11	80	2	4-26	6-28	4	II-V	МС, С
К1brg	2200	2280	алевролит	2,35	14-26	12	60	2,4	21-75	21-78	3,5	III-VI	МС, С
К1brg	2280	2290	песчаник	2,2-2,3	17,8	20,1	13-19	10,2	120	132	2,68	IV-VIII	С
(АС7)
К1brg	2290	2400	алевролит	2,36	14-26	13	55	2,6	25-80	21-78	3,3	III-VII	С
К1brg	2400	2430	песчаник	2,2-2,3	18,9	21,3	12-18	12	123	135	2,68	IV-VIII	С
(АС10)
К1brg	2430	2450	алевролит	2,37	14-26	15	50	2,8	30-85	21-78	3,1	III-VII	С
К1brg	2450	2510	песчаник	2,2-2,3	19	24,6	11-17	12,3	126	139	2,68	IV-VIII	С
(АС11)
К1brg	2510	2550	алевролит	2,38	14-26	13	55	2,7	28-82	21-78	3,4	III-VII	С
К1brg	2550	2680	песчаник	2,2-2,4	18,3	20,1	12-18	12	124	137	2,68	IV-VIII	С
(АС12)
К1brg	2680	2730	аргиллит	2,39	11-15	10	75	2,8	31-87	25-81	3,9	IV-VIII	С

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

10.4

Таблица 4.4 - Геокриологическая характеристика разреза скважины

	Интервал						Физические свойства пород
Индекс стратиграфического подразделения	залегания
	залегания						льдистость, %	влажность, %	температура, 0С	флюидадавлениев межмерзлотных таликах
	кровля	подошва					льдистость, %	влажность, %	температура, 0С	флюидадавлениев межмерзлотных таликах
	многолетне
	мерзлых
	пород, м		Характер			Литологическая
			распространени	Тип ММП		характеристика
			я			характеристика
			я

					Первый слой мерзлоты

Q	0	0,3	массивно-	сингенетическая		почва и растительный мир	переувлажненный	1,0-0,4	-0,4	Ргидр
Q	0	0,3	островное, в			почва и растительный мир	переувлажненный	1,0-0,4	-0,4
			островное, в
Q	0,3	3,6	вертикальном			торф твердомерзлый	0,3-0,4	0,3-0,4	-1,1
			направлении
			направлении
Q	3,6	4,5	прерывистое			супесь твердомерзлая	0,05-0,04	0,3	-1,2

Q	4,5	6,1				суглинок твердомерзлый	0,15-0,20	0,7	-1,2

Q	6,1	7,0				песок с/з твердомерзлый	0,03	0,28	-1,2

Q	7,0	7,4				суглинок твердомерзлый	0,3-0,4	0,7	-1,0

Q	7,4	8,2				песок серый твердомерзлый	0,03	0,18-	-1,0
Q	7,4	8,2				песок серый твердомерзлый	0,03	0,22	-1,0
								0,22
Q	8,2	10,0				суглинок мерзлый	0,15-0,20	-	0,9

Q	10,0	160,0				Межмерзлотная толща (талик)	-	-	0,36
Q	10,0	160,0				(глины с линзами песка)	-	-	0,36
						(глины с линзами песка)
				Второй слой ММП-

						переслаивание глин и опок с
P3	160,0	350,0				линзами песка пески мерзлые	0,15-0,25	-	0,5-3,0
P2	160,0	350,0				глины не содержат льдистых	0,15-0,25	-	0,5-3,0
P2						глины не содержат льдистых
						включений, морозопластичные

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031	Индекс стратиграфического подразделения				плотностьОжидаемая /,смгнефти	пластовоеОжидаемое /,кгсдавлениесм	Ожидаемое содержание /парафинасеры, %	среднийОжидаемый ,мдебит	газовыйОжидаемый ,мфактор	газаПлотность, ),(абсолютнаякг/м	сероводоСодержание- %,рода	забойнаяОжидаемая натемпература глубине продуктивного ,градгоризонта.С
	Таблица 4.5 - Нефтеносность
		Интервал, м								3
						2
				Тип	3			.
					3			/сут	3
				коллектора					т/
				коллектора
		по вертикали						3
		по вертикали
		от	до
		(верх)	(низ)

	K1brg	2400	2430	поровый	0,763	280	1,30/2,54	-	67	1,063	0	91
	(АС10)	2400	2430		0,763	280	1,30/2,54				0
	(АС10)
	K1brg	2450	2510	поровый	0,751	290	1,25/2,67	-	69	1,070	0	93
	(АС11)	2450	2510		0,751	290	1,25/2,67				0
	(АС11)
	K1brg	2550	2680	поровый	0,755	300	1,20/3,21	-	70	1,069	0	96
Б031	(АС12)	2550	2680		0,755	300	1,20/3,21				0
	(АС12)
	Примечание — Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации 35 – 40 град. C.
00-00.
00-00.

11.4

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

12.4

Таблица 4.6 - Газоносность																						Том
																						1
Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		коллектораТип	,(газСостояние )конденсат		Содержание, % по объему						поОтносительная	плотностьвоздуху газа	Коэффициент газасжимаемостив условияхпластовых	,дебитСвободный м		Плотность				Фазовая проницаемость
Индекс стратиграфического подразделения			коллектораТип	,(газСостояние )конденсат								поОтносительная	плотностьвоздуху газа	Коэффициент газасжимаемостив условияхпластовых	,дебитСвободный м	газоконденсата, г/см3					Фазовая проницаемость
																газоконденсата, г/см3

																в			на устье
																пластовых			скважин
	от	до				сероводорода				углекислого						пластовых			скважин
	от	до				сероводорода				углекислого						условиях			ы
	(верх)	(низ)								газа						условиях			ы
	(верх)	(низ)								газа
															/сут
															3

								газовые пласты отсутствуют
Таблица 4.7 - Водоносность																						характеристикаГеологическая

Индекс стратиграфического подразделения	(верх)	(низ)			Плотность, г/см	Свободныйдебит, м	Фазовая	проницаемость, мД		-						Степень минерализации, /-лэквмг		водыТиппо Сулину*		Относитсяк источникупитьевого водоснабжения
										Химический состав воды
	Интервал по				3					в мг-эквивалентной форме
	вертикали, м		Тип
			коллектора							анионы				катионы
						/сут
	от	до				/сут			CL-	SO4-	HCO3-		Na+	Mg++	Ca++
						3			CL-		HCO3-		Na+	Mg++	Ca++

Q –	0	255	поровый		1,000	до	-			пригодны для питьевого и технического						0,2	гидро-			не
P31	0	255	поровый		1,000	120	-				водоснабжения					0,2	карбонатные			относиться
P31						120					водоснабжения						карбонатные			относиться
						до
K2s –	1130	2015	поровый		1,010	4000	-		98	-	2,3		87	2,8	8,1	15-19	хлоридно-			не
K1av	1130	2015	поровый		1,010	вз	-		98	-	2,3		87	2,8	8,1	15-19	кальциевые			относиться
K1av						вз											кальциевые			относиться
						скв
K1brg	2280	2290	поровый		1,040	до	-		154	0,21	21,3		183	0,59	1,9	10,8	карбонатно-			не
(AC7)	2280	2290	поровый		1,040	15,0	-		154	0,21	21,3		183	0,59	1,9	10,8	натриевые			относиться
(AC7)						15,0											натриевые			относиться
K1brg	2400	2430	поровый		1,004	до	-		167	0,31	23,5		187	0,63	1,99	11,7	карбонатно-			не
(AC10)	2400	2430	поровый		1,004	8,0	-		167	0,31	23,5		187	0,63	1,99	11,7	натриевые			относиться
(AC10)						8,0											натриевые			относиться
K1brg	2450	2510	поровый		1,001	до	-		169	0,27	24,6		190	0,65	2,03	12,3	карбонатно-			не
(AC11)	2450	2510	поровый		1,001	10,0	-		169	0,27	24,6		190	0,65	2,03	12,3	натриевые			относиться
(AC11)						10,0											натриевые			относиться
K1brg	2550	2680	поровый		1,004	до	-		165	0,29	24,8		189	0,64	2,01	11,9	карбонатно-			не
(AC12)	2550	2680	поровый		1,004	7,0	-		165	0,29	24,8		189	0,64	2,01	11,9	натриевые			относиться
(AC12)						7,0											натриевые			относиться

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

13.4

Таблица 4.8 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по					Градиент давления						Градиент					Температура в
	вертикали, м					Градиент давления						Градиент					Температура в
						источник получения												конце


			пластового					порового		гидроразрыва пород			горного давления				интервала

	от	до	кгс/см2 на				кгс/см2 на м			кгс/см2 на			кгс/см2 на
	(верх	до		м					источник	м		источник		м		источник		источник
	(верх	(низ)							источник			источник				источник	С0	источник
	)	(низ)	от		до		от	до	получени	от	до	получени	от		до	получени	С0	получени
			(вер		(низ		(вер	(низ	я	(вер	(ни	я	(вер		(низ	я		я
			х)		)		х)	)		х)	з)		х)		)

Q-P1	0	690			0,100	РФЗ	0,001	0,001	РФЗ	0	0,2	расчет	0		0,21	расчет	-	-
P1-K2kt	690	1130	0,100		0,101	РФЗ	0,001	0,001	-	0,2	0,2	расчет	0,21		0,21	расчет	-	-
K2kt-K1av	1130	2015	0,101		0,102	РФЗ	0,001	0,001	-	0,2	0,178	расчет	0,21		0,22	расчет	-	-
K1a	2015	2200	0,102		0,103	РФЗ	0,001	0,001	-	0,178	0,179	расчет	0,22		0,22	расчет	-	-
K1brg	2200	2280	0,103		0,102	РФЗ	0,001	0,001	-	0,179	0,178	расчет	0,22		0,22	расчет	-	-
K1brg (АС7)	2280	2290	0,102		0,101	РФЗ	0,001	0,001	-	0,178	0,178	расчет	0,22		0,22	расчет	-	-
K1brg	2290	2400	0,101		0,119	РФЗ	0,001	0,001	-	0,178	0,178	расчет	0,22		0,22	расчет	-	-
K1brg (АС10)	2400	2430	0,119		0,119	РФЗ	0,001	0,001	-	0,178	0,18	расчет	0,22		0,23	расчет	91	РФЗ
K1brg (АС11)	2450	2510	0,120		0,120	РФЗ	0,001	0,001	-	0,18	0,18	расчет	0,23		0,24	расчет	93	РФЗ
K1brg (АС12)	2550	2680	0,120		0,120	РФЗ	0,001	0,001	-	0,18	0,18	расчет	0,24		0,23	расчет	96	РФЗ
K1brg	2680	2730	0,120		0,105	РФЗ	0,001	0,001	-	0,18	0,18	расчет	0,23		0,23	расчет	-	-

Примечание – градиенты давление определено на основании п. 14 « Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

Том 1 Геологическая характеристика

4.5 Возможные осложнения по разрезу скважины

Исходя из анализа геологических условий и из опыта ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях в табл. приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины.

Они дают лишь общие представления о характере встретившихся осложнений в ранее пробуренных скважинах.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	4.14
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1

Геологическая характеристика

Таблица 4.9 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по

вертикали, м

Расстояние от

Максимальная

устья скважины до

интенсивность

статического

Условия возникновения

от

до

поглощения,

уровня при его

м3/час

максимальном

(верх)

(низ)

снижении, м

255

до 5,5

Отклонение параметров

Q – Р3

бурового раствора от

проектных; несоблюдение

скоростей СПО;

несвоевременные промывки

во время проведения СПО;

К2s - К1av

1130

2015

до 3,5

отклонения в технологии

промывки ствола скважины;

образование « сальников» и

« поршневание» ствола

скважины при проведении

СПО.

Таблица 4.10 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Интервал по

Проработка в

вертикали,

породУстойчивость, временемизмеряемаяот вскрытиямоментапород до

интервале из-за этого

стратиграфическогоИндекс подразделения

осложненияначала, сутки

осложнения

Интенсивность

Условия

осыпей и

возникновения

от

до

обвалов

мощность,

скорость,

(верх)

(низ)

м/час

Q – P2

690

1-3

интенсивные

690

100-120

Нарушение

технологии

слабые (при

бурения,

наклоне ствола

P1 – K2kt

690

1130

2-4

440

100-120

отклонение

менее 40°)

параметров

бурового раствора

от проектных,

превышение

скорости СПО,

организационные

K2s – K1brg

1130

2730

3-5

слабые

1600

100-120

простои,

несвоевременная

реакция на

первичные

признаки

начинающихся

осложнений

СамараНИПИнефть

031Б.00-00

4.15

031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031	Индекс стратиграфического подразделения			проявляемогоВид (водафлюида, нефть, ,газконденсат)	столбаДлинагаза при ликвидации газопроявления, м	давлениеОжидаемое нефтеприустьена - газоводопроявлении, МПа
	Таблица 4.11 - Нефтегазоводопроявления
							Плотность смеси при проявлении
		Интервал, м					для расчета избыточных давлений,
		Интервал, м						г/см3
										Условия возникновения
		по вертикали								Условия возникновения
		по вертикали
		от (верх)	до (низ)				внутреннего		наружного
							внутреннего		наружного

					свободный					Снижение
					свободный					гидростатического
	K2s – K1av	1130	2015	вода	газ	0	1,010		1,010	гидростатического
	K2s – K1av	1130	2015	вода	газ	0	1,010		1,010	давления в стволе
					отсутствует					давления в стволе
					отсутствует					скважины из-за: недолива
										скважины из-за: недолива
					свободный					заполняющей скважину
Б031	K1brg (AC7)	2280	2290	вода	газ	0	1,040		1,040	жидкости; подъёма
Б031					отсутствует					бурильного инструмента с
.										« сальником» или (и) на
00-00				нефть +						« сальником» или (и) на
	K1brg (AC10)	2400	2430	нефть +	-	10,05	0,763		0,763	повышенной скорости;
	K1brg (AC10)	2400	2430	воды	-	10,05	0,763		0,763	повышенной скорости;
				воды						снижения плотности
										снижения плотности
	K1brg (AC11)	2450	2510	нефть +	-	10,96	0,751		0,751	жидкости, заполняющей
	K1brg (AC11)	2450	2510	воды	-	10,96	0,751		0,751	скважину, ниже допустимой
										величины; диффузионного
										величины; диффузионного
										газирования промывочной
				нефть +						жидкости в интервалах
	K1brg (AC12)	2550	2680	нефть +	-	10,13	0,755		0,755	вскрытых продуктивных
	K1brg (AC12)	2550	2680	воды	-	10,13	0,755		0,755	пластов во время
				воды						пластов во время
										длительных простоев без
										циркуляции.

16.4

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

Том 1 Геологическая характеристика

Таблица 4.12 - Прихватоопасные зоны

Индекс

стратиграфического

подразделения

Q –

K2kmst

K2s –

K1av

K1brg

		Раствор, при применении которого произошел
				прихват
Интервал по
Интервал по
вертикали, м						Условия возникновения
			плотность,	водоотдача,	смазывающие	Условия возникновения
		тип	плотность,	водоотдача,	смазывающие
		тип	г/см3	см3/30 мин	добавки
					(название)
от	до				(название)
от	до
(верх)	(низ)

						отклонение параметров
0	1100			нет данных		бурового раствора от
						проектных значений,
1130	2015			нет данных		недостаточная очистка
1130	2015			нет данных		бурового раствора и
						бурового раствора и
						ствола скважины от
						шлама, нарушение
						технологии и режимов
						промывки ствола
2280	2730			нет данных		скважины, оставление
2280	2730			нет данных		бурильного инструмента в
						бурильного инструмента в
						открытом стволе без
						движения при остановках
						процессов бурения и СПО

Примечания:

1Сцелью снижения вероятности возникновения прихватов в прихватоопасных зонах, рекомендуется использование экологически безопасных, многофункциональных смазочных добавок с улучшенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами, например, таких, как ФК–2000 , Лубриол и др.

2Мероприятия по предупреждению и способы ликвидации прихватов и других аварий, инцидентов и осложнений разрабатываются буровой организацией.

Таблица 4.13 - Текучие породы

	Интервал				Минимальная
	залегания
Индекс				Краткое	плотность бурового
	текущих пород,					Условие
стратиграфического				название	раствора,
		м				возникновения
подразделения				пород	предотвращающая
	от		до
					течение пород, г/см3
	(верх)		(низ)

текучих пород нет

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	4.17
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1				Геологическая характеристика
Таблица 4.14 - Прочие возможные осложнения

Индекс	стратиграфического подразделения	Интервал, м
		Интервал, м

		от	до	Вид (название) осложнения:	Характеристика (параметры)
		(верх)	(низ)	желобообразование, перегиб	Характеристика (параметры)
		(верх)	(низ)	желобообразование, перегиб	осложнения и условия
				ствола, искривление,	осложнения и условия
				ствола, искривление,	возникновения
				грифонообразование	возникновения
				грифонообразование

K2s – K1av		1130	2015	Разжижение глинистого	Разбавление бурового раствора
K2s – K1av		1130	2015	Разжижение глинистого	агрессивными пластовыми водами в
				раствора	агрессивными пластовыми водами в
				раствора	результате несоответствия
					результате несоответствия
					фактических значений параметров
					бурового раствора его проектным
					параметрам, указанным в ГТН и (или)
					нарушения режима промывки ствола
					скважины.
K1a	- K1brg	2015	2730	Сужение ствола скважины	Разбухание глинистых пород ввиду
		2015	2730	Сужение ствола скважины	некачественного бурового раствора,
					некачественного бурового раствора,
					а также оставления ствола скважины
					без шаблонирования или СПО в
					течение продолжительного
					промежутка времени.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	4.18
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

19.4

4.5 Исследовательские работы

Таблица 4.15 - Отбор керна, шлама и грунтов

Параметры отбора керна

Интервал отбора

кернаотбораМетраж, м

Интервал, м

Частота

грунтаотбораГлубина, м

Индекс стратиграфического подразделения

керна по стволу, м

Индекс стратиграфического подразделения

отбора

Индекс стратиграфического подразделения

.-породобразцовКол, .шт

минимальный

максимальная

от

до

от

до

шлама

боковогоТип грунтоноса

диаметр, мм

проходка за

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

через, м

рейс, м

отбор керна не предусматривается

отбор шлама не предусматривается

отбор грунтов не

предусматривается

Таблица 4.16 - Комплекс промыслово-геофизических исследований в наклонных эксплуатационных скважинах

Интервал кондуктора, масштаб,

Интервал эксплуатационной колонны от искусственного забоя до башмака

интервал, м

кондуктора

Методы исследования

общие исследования, масштаб,

детальные исследования, масштаб,

открытый ствол

колонна

интервал, м

открытый ствол

колонна

Открытый ствол

колонна

Обязательные методы

Стандартный каротаж

1:200

АМ-0,5 с ПС

3028-3368

БКЗ (6 зондов) и ПС

1:200

3028-3368

Боковой каротаж

1:200

3028-3368

Резистивиметрия

1:200

3028-3368

Индукционный

1:200

каротаж

3028-3368

Гамма-каротаж

1:500

1:200

0-1383

1393-3028

3028-3358

Нейтронный-

1:500

1:200

нейтронный каротаж

0-1383

1393-3028

3028-3358

8 Локатор муфт

1:200

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

20.4

					3028-3358
Инклинометрия	точки		точки
	0-1393		1215-3048
Акустическая		1:500		1:500	1:200
цементометрия		0-1383		0-3028	3028-3358
Дополнительные методы
Термометрия					1:200
					3028-3358

Примечания:

1 Инклинометрические работы при наборе параметров кривизны и контрольных замерах фактического профиля ствола скважины производятся внутри бурильного инструмента, а при проведении комплексов стандартных каротажей – в открытом стволе.

2 Дополнительные исследования для каждой конкретной скважины (методы, количество и интервалы проведения промыслово-геофизических исследований) уточняются по согласованию между геологическими службами недропользователя (заказчика работ) и бурового подрядчика (производителя работ).

3. Станции контроля ГТИ и ГК при бурении в интервале от 0 м – до забоя.

Таблица 4.17 - Прочие виды исследований

Название работы		Единица измерения	Объем работы

	Проектом не предусмотрены.

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

21.4

4.4 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины, сведения по эксплуатации

Таблица 4.18 - Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне

Интервал

Тип

Тип установки

)

Опорожнение

стратиграфическогоИндекс подразделения

объектаНомер(снизу )/Пластвверх

залегания

установки

конструкции

для

фонтанирующийПласт (ДА, НЕТ

-режимоввоКол(штуцеров) ,штиспытания

штуцеровДиаметр, мм

Последовательныйперечень вызоваоперацийпритока или нагнетательнойосвоения :сменаскважиныраствора на (РАСТВОРводу-ВОДА), смена нефтьнараствора(РАСТВОР- ),сменаНЕФТЬводы на нефть ),-(НЕФТЬВОДАаэрация ),(понижениеАЭРАЦИЯуровня компрессорами(КОМПРЕССОР)

колонны при

объекта, м

цементного

продуктивного

испытания

максимальное уровняснижение, м

жидкостиплотность, /смг

испытании

моста, м

забоя:

(освоения):

(освоении)

ОТКРЫТЫЙ

ПЕРЕДВИЖ-

ЗАБОЙ,

НАЯ,

ФИЛЬТР,

СТАЦИО-

ЦЕМЕНТ,

НАРНАЯ

до

от

до

КОЛОННА

от

(низ)

(верх)

(низ)

(верх)

К1brg

3184

3318

3182

3184

колонна

cтационарная

нет

Снижение уровня УЭЦН

2300

1,02

АС12

(передвижная)

К1brg

3080

3143

3078

3080

колонна

cтационарная

нет

Снижение уровня УЭЦН

2300

1,02

АС11

(передвижная)

К1brg

3184

3318

колонна

cтационарная

нет

Снижение уровня УЭЦН

2300

1,02

АС10

(передвижная

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

Таблица 4.19 - Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении)

1 Том

объектаНомер ..4.19)(таблсм

Перфорационная

Мощность

Вид перфорации:

Типоразмер перфоратора

-воКол наотверстий .,1штм

-воКол

одновременно спускаемых .,штзарядов

-спусковвоКол перфоратора

Предусмотрен спускли перфораторана

,(?НЕТДАНКТ)

Насадки для

среда

перфораций,

КУМУЛЯТИВНАЯ,

гидропескоструйной

вид:

плотность,

ПУЛЕВАЯ, СНАРЯДНАЯ,

перфорации

раствор,

г/см3

ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ,

диаметр

кол-во,

нефть,

ГИДРОСТРУЙНАЯ

шт.

вода

СаСl2

1,26

134

кумулятивная

ЗПКО-

603

нет

не предусмотрено

89АТ

Геологическая

СаСl2

1,26

кумулятивная

ЗПКО-

567

нет

не предусмотрено

89АТ

СаСl2

1,26

кумулятивная

ЗПКО-

576

нет

не предусмотрено

характеристика

89АТ

22.4

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

23.4

Таблица 4.20 - Интенсификация притока пластового флюида или повышение приемистости пласта в нагнетательной скважине

Номер

Название процесса: УСТАНОВКА

Мощность ,перфорацийм

Кол.

Местные

объекта

КИСЛОТНОЙ ВАННЫ,

.операцийКол

Плотность вжидкости /,смгколонне

наДавление

,устье /смкгс

Температура закачиваемой ,Сжидкости

Глубина установки ,мпакера

Типоразмер перфоратора

отверстий

одновременно

нормы

(см.

ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА,

на

спускаемых

времени,

табл.

ОБРАБОТКА ПАВ,

1 м, шт.

зарядов, шт.

сут.

4.19)

ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ

ПЕРФОРАЦИЯ и др. операции,

выполняемые по местным

нормам

1.Содовая ванна

1,26

15-20

Применение перфоратора не

2.Двухрастворная кислотная

предусматривается

обработка

Таблица 4.21 - Дополнительные работы при испытании (освоении)

Номер

Название работ: ПРОМЫВКА ПЕСЧАНОЙ ПРОБКИ, ПОВЫШЕНИЕ ПЛОТНОСТИ

Ед. изм.

Кол-во

Местные нормы

объекта

БУРОВОГО РАСТВОРА и другие дополнительные работы, выполняемые по местным

времени, сут

(см. табл.

нормам

4.19

Дополнительные работы при испытании скважин не предусматриваются

Таблица 4.22 - Данные по эксплуатационным объектам

Плотность жидкости в

Установившаяся при

Данные по объекту,

колонне, г/см3

Пластовое

эксплуатации температура, С0

содержащему свободный газ

Заданный

Максимальный

коэффициент

Номер

давление на

динамический

запаса

период

уровень при

прочности на

объекта

на период

поздней

длина

коэффициент

на период

эксплуатации,

в колонне

смятие в

ввода в

эксплуатации,

столба газа

сжимаемости

поздней

на устье

эксплуатационном

фильтровой

МПа

эксплу-

эксплуатации

скважины

объекте

по

газа в стволе

зоне

атацию

вертикали, м

скважины

0,755

27,64

2300

35-40

нет

1,15

0,751

26,65

2300

35-40

нет

1,15

0,763

26,15

2300

35-40

нет

1,15

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

24.4

Таблица 4.23 - Дополнительные данные для определения продолжительности испытания (освоения) скважины

Относится ли к объектам,

Для эксплуатационных

Работы по

Требуется ли исключить из состава основных работ (ДА, НЕТ)

которые (ДА, НЕТ)

скважин предусмотрено

испытанию

объекта

ли (ДА, НЕТ)

проводятся

при мощности

при

задавка

использование

в одну,

вызов притока

гидрогазо-

освоение, очистку и

шаблонирование

до 5 м

мощности до

скважины

норм по ССНВ

полторы,

динамические

гидрогазо-

обсадной

представлены

6 м имеют

через

для

две или

нагнетательной

исследования в

динамические

колонны

Номер

пропластками

подошвенную

НКТ

разведочных

три смены

скважине

эксплуатационной

исследования

воду

скважин

скважине

нет

да

нет

в три смены

нет

по 8 час

Таблица 4.24 - Данные по нагнетательной скважине

Индекс

Номер

Интервал

Название

Режим нагнетания

Пакер

Жидкость за НКТ

стратиграфическогообъекта

залегания

(тип)

подразделения, (снизу

объекта

нагнетаемого

пласт

вверх)

нагнетания,

агента

плотностьотносительнаяинтенсивностьдавление

температура

шифр

глубина установки,

тип

Плот

(ВОДА,

жидкости,

по воздуху

нагнетания,

на устье,

нагнетаемого

ность,

НЕФТЬ, ГАЗ

г/см3

плотность

м3/сут

МПа

агента, 0С

г/см3

от

до

(верх)

(низ)

и т.д.)

нагнетаемого

газообразного

агента

ПРО-

Вода,обрабо

brg

танная

ЯМО2-

2819

2949

Вода

1,02

500

19,0

15-20

2815

ингибитором

1,02

145

коррозии

brg

19,0

ПРО-

Вода,обрабо

1,02

танная

2718

2779

Вода

1,02

500

15-20

ЯМО2-

2710

ингибитором

145

коррозии

brg

19,0

ПРО-

Вода,обрабо

1,02

танная

2667

2698

Вода

1,02

500

15-20

ЯМО2-

2660

ингибитором

145

коррозии

Примечание: Ингибитор коррозии СОНКОР-9510 водорастворимый ТУ 2458022- 001518162002

1 Том

характеристика Геологическая

vk.com/club152685050

Том 1 Конструкция скважин

5 Конструкция скважин

Конструкция скважин проектируется на основании анализа литологических особенностей горных пород, совмещенного графика давлений (рис.5.1), анализа ожидаемых осложнений в скважинах с учетом требований ПБ 07-601-03 « Правила охраны недр», ПБ 08-624-03 « Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», технологических регламентов, нормативных документов и опыта строительства скважин в сходных геологических условиях.

Таблица 5.1 - Параметры шахтового направления

Наружный		Марка			Масса		ГОСТ , ТУ, и
		(группа	Толщина
диаметр,	Длина			одного			т. д. на
		прочности	стенки, мм			общая
мм				метра			изготовление
		материала)

Шахтовое направление не предусматривается

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	5.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1

Конструкция скважин

,мГлубина	Стратиграфический					Глубина,	огическийЛитол азрезр	Пластовоедавле	,МПание	.Давленгидрораз ,МПарыва	0,8 1,0	1,2	1,4 1,6	1,8	2,0 2,2	2,4	2,6	2,8	Конструкция скв.;
,мГлубина	Группа	Система	Отдел	,Свита ,горизонт	ярус	вертикалиПо	огическийЛитол азрезр	Пластовоедавле	,МПание	.Давленгидрораз ,МПарыва	0,8 1,0	1,2	1,4 1,6	1,8	2,0 2,2	2,4	2,6	2,8	324 245 146
			разрез			м					Характеристика давлений пластового и гидроразрыва								диаметр колонн,	Плотность
											Характеристика давлений пластового и гидроразрыва								мм; ВПЦ, м;	Плотность
											пород. Эквивалент градиента давлений								испытание на	бурового раствора,
																			герметичность	г/см?
																			оборудования
																			устья
		Q				40					1,0				2,0				30
		N		Туртасская		70													30
100				Туртасская		90			0,9	1,8
100					-
				ихайя
				м	а
				Новол
				овск		195			2,0	3,9
200						195			2,0	3,9
200
				Алтымская		255			2,6	5,1
	z					255			2,6	5,1
	K
300	-
300	Я
	К А	- Pg		Тавдинская
400	ЙОЗОН С	Палеогеновая
						470			4,7	9,4
500	К А Й			Люлинворская
600	К А Й			Люлинворская											2,0					1,16
															2,0

						690			6,9	13,8
700
				Талицкая
800						820			8,2	16,4
				Ганькинская		820			8,2	16,4
900				Ганькинская
						990			9,9	19,8									1009
1000						990			9,9	19,8									(1243)
1000					ская
					ская
				езов
1100				Бер		1100			11	22,0					2,0
1100					ская	1130
					ская	1130
1200			2	Кузнецов							1,01			1,78					1130
			К																1130
			-																(1393)
			Верхний
1300
				Уватская
1400
1500
						1550			15,7	27,6
1600	-ЯАМ z			Ханты-	Мансийская
1700	-ЯАМ z			Ханты-	Мансийская									1,78
														1,78
	К	- К			-	1740			17,6	31,0										1,14
	С					1740			17,6	31,0
	С			Викуловская
1800	ЗОЗЕМО Й	Меловая		Викуловская
1900
2000						2015			20,6	35,9
											1,02
			1
2100			- К	Алымская
			Нижний	Алымская
			Нижний											1,78
2200						2200			22,7	39,4	1,03
2200														1,79
														1,79
											1,02			1,78
2300											1,01			1,78
2400				Черкашинская							1,01			1,78
2400				Черкашинская							1,19			1,78
											1,19
											1,20			1,8
											1,20
2500																				1,26
											1,20									1,26
2600
											1,20
2700											1,05			1,8					2730
2730						2730								1,8
2730						2730
																			(3368)

Условные обозначения:

эквивалент градиента пластового давления эквивалент градиента давления гидроразрыва

плотность бурового раствора

зона совместимых условий бурения

Рисунок 5.1 - Совмещенный график давлений

СамараНИПИнефть

031Б.00-00

5.2

031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Б00-00.031 СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

порядкевколонныНомерспуска

диаметрНоминальныйствола )(вдолотаскважиныинтервале, мм

устьяотРасстояниескважины до тампонажногоподъемауровня колоннойзараствора, м

раздельноКоличествоспускаемых .,штколоннычастей

спускаемойраздельноНомер части спускапорядкев

поворотепризабояГлубина секции,

надставкиустановкеили ,мзаменяющей

изоляция зоны обвалов, недопущение загрязнения

5.1 Глубина спуска и характеристика обсадных колонн

Таблица 5.2 – Глубина спуска и характеристика обсадных колонн

Интервал

по вертикали/по

установки

стволу

раздельно

Название

скважины, м

спускаемой

колонны

части, м

(направление,

Необходимость (причина) спуска колонны (в

кондуктор, первая

том числе в один прием или секциями),

и последующие

установки надставки, смены или поворота

промежуточные,

секции

эксплуатационная

от

до

от

до

) или открытый

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

ствол

Направление

30/30

393,7

подземных пресных вод и предотвращение

заколонных перетоков.

перекрытие зон осложнений, а также установка

противовыбросового оборудования для

Кондуктор

1130/1393

295,3

1393

безопасного вскрытия нефтепроявляющих пластов

подлежащих вскрытию при бурении под

эксплуатационную колонну 146 мм

Эксплуатационная

2730/3368

215,9

1243

3368

разобщение пластов-коллекторов, эксплуатация

колонна

пласта проектного горизонта

3.5

1 Том

скважин Конструкция

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

4.5

Таблица 5.3 –		Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн

								Раздельно спускаемые части

колонныНомерв спускапорядке						интервал
колонныНомерв спускапорядке	порядкевномер спуска		количество .,штдиаметров	номер одноразмерной порядкевчасти спуска	наружный ,ммдиаметр	установки		наОграничение стенкитолщину ,ммболеене	шт.				от (верх) до (низ)
						одноразмерной			соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части
						одноразмерной
						части, м
									количество			максимальный	интервал установки
						от	до		количество	номер в	условный	наружный	труб с заданным
						от	до		типов	порядке	код типа	диаметр	типом соединения, м
						(верх)	(низ)		соединения,	порядке	код типа	диаметр	типом соединения, м
						(верх)	(низ)		соединения,	спуска	соединения	соединения,
										спуска	соединения	соединения,
												мм
1	1		1	1	324	0	30	-	1	1	НОРМКБ	351	0	30
							30					351		30
2	1		1	1	245	0	1393	-	1	1	ОТТМА	270	0	1393
2	1		1	1	245	0		-	1	1	(Батресс)		0
											(Батресс)
											ОТТМА
3	1		1	1	146	0	3368	-	1	1	(Батресс,	166	0	3368
							3368				ВТС, ВМЗ)	166		3368
											ВТС, ВМЗ)

1 Том

скважин Конструкция

vk.com/club152685050

Том 1 Конструкция скважин

5.2 Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважин

Таблица 5.4 - Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважин по проектной конструкции

№		Наименование мероприятия	Причина проведения
п/п		или краткое описание	мероприятия
1	Для обеспечения безаварийного спуска кондуктора 245 мм перед		Значительная длина,
1	его спуском осуществить проработку ствола скважины роторной		диаметр и жесткость
	его спуском осуществить проработку ствола скважины роторной		диаметр и жесткость
	компоновкой содержащей опорно-центрирующие элементы		спускаемой обсадной
			колонны

2	Цементирование направления 324 мм и кондуктора 245 м		Необходимость подъема
2	произвести на всю длину. При цементировании направления		цементного раствора за
	произвести на всю длину. При цементировании направления		цементного раствора за
	применить ПТЦ -I-50 плотностью 1,85 г/см3.		колонной до устья для
	Цементирование кондуктора провести по интервалам:		недопущения загрязнения
	0-260 м цементный раствор на основе ПТЦ -I-50 плотностью		подземных пресных вод и
	1,85 г/см3; 260-1305 м - облегченный тампонажный цемент на		предотвращения
	основе ПТЦ III-Об 5-100 с плотностью цементного раствора 1,5		заколонных перетоков
	г/см3; 1305-1393 м цементный раствор на основе ПТЦ -I-50
	плотностью 1,85 г/см3
3	Предусмотреть высоту подъема цементного раствора за		Предотвращение
3	эксплуатационной колонной до глубины 1243 м с перекрытием на		гидроразрыва горных пород
			гидроразрыва горных пород
	150 м башмака кондуктора 245 мм в соответствие с п. 2.7.4.11 ПБ		при креплении скважины
	08-624-03
4	Эксплуатационная колонна цементируется в интервале 3368-1243 м		Повышение качества
4	в одну ступень. При цементировании применить по интервалам:		цементирования,
	в одну ступень. При цементировании применить по интервалам:		цементирования,
	3368-2870 м - сульфатостойкий тампонажный цемент ПЦТ I-G-CC-1		предотвращение
	с расширяющей добавкой с плотностью цементного раствора		межпластовых заколонных
	1,92 г/cм3; 2870-1243 м – облегченный тампонажный цемент на		перетоков
	основе ПТЦ III-Об 5-100 с плотностью цементного раствора 1,5
	г/см3.
5	При бурении под эксплуатационную колонну применить комплекс		Наличие зон возможного
5	профилактических мероприятий направленный на недопущение		поглощения бурового
	профилактических мероприятий направленный на недопущение		поглощения бурового
	поглощения бурового раствора		раствора в отложениях
			нижнего карбона
6	Контролировать соблюдение параметров бурового раствора и		Предупреждение
6	рецептуры его приготовления, соответствие способов и режимов		осложнений и аварийных
			осложнений и аварийных
	бурения		ситуаций в процессе
			бурения
7	Провести опрессовку и дефектоскопию бурильного инструмента и		Предупреждение
7	бурового грузоподъемного оборудования		аварийных ситуаций с
	бурового грузоподъемного оборудования		аварийных ситуаций с
			бурильным инструментом и
			оборудованием
8	В процессе бурения следить за выносом шлама. При прекращении		Обеспечение
8	или уменьшении выноса шлама остановить бурение и промыть		безаварийного бурения
	или уменьшении выноса шлама остановить бурение и промыть		безаварийного бурения
	скважину в течение одного цикла с одновременным расхаживанием		ствола скважины
	бурильной колонны
9	До вскрытия продуктивногых пластов АС10, АС11, АС12 пашийского		-
	горизонта обеспечить выполнение всего комплекса мероприятий,
	предусмотренных разделом 8.12-8.13 настоящего проекта
10	Скорость спуска бурильной колонны ограничить по интервалам		Снижение
	глубин:		гидродинамических
	0-1000 м	– 2 м/с;	давлений в скважине
	0-1000 м	– 2 м/с;
	1000-1500 м	– 1,5 м/с;
	ниже 1500 м	– 1 м/с.
11	После наращивания спуск бурильной колонны до забоя ограничить		Снижение
	до 0,1 м/с, чтобы не допустить чрезмерного увеличения расхода		гидродинамических
	бурового раствора в кольцевом пространстве		давлений на коллектора
			нефти и поглощающие

СамараНИПИнефть		031Б.00-00	5.5
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Конструкция скважин

		пласты

12	Циркуляцию, при вскрытых поглощающих пластах, восстанавливать	Предотвращение
	одним насосом при постепенном перемещении бурильной колонны	гидроразрыва
	вверх и вращении ротором	слабосцементированных
		горных пород
13	Перед подъемом инструмента после окончания долбления	Предупреждение прихвата
	осуществлять промывку в течение 0,5 цикла при	бурильного инструмента
	производительности, с которой осуществлялось бурение	шламом. Предотвращение
		проработок после спуска
14	В процессе подъема колонны бурильных труб выполнять	Предупреждение
	требования п. 2.7.7.6, 2.7.7.7, 2.7.7.12, 2.7.716 ПБ 08-624-03	нефтегазопроявлений
15	Изменение и отклонение от проекта, дополнения к нему	Соблюдение технологии
	допускается только в соответствии с требованиями п. 2.2.7 ПБ 08-	бурения скважин в
	624-03	соответствии с проектом

5.3 Проверка условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака кондуктора.

Расчет производим из соотношения:
0,95 х 0,1 х ρп х Н = [Pпл - 0,1 х ρф х (L-H)] x 1,05	(1)
H = (10Рпл - ρф х Lпл) / (0,905 ρп - ρф)	(2)

где:

ρп – нормальное уплотнение горных пород, принятое по номограмме РД 39-00147001-767-2000 (2,15 г/см3);

Н – расчетная глубина спуска колонны; Pпл – пластовое давление;

ρф – плотность флюида; L – глубина кровли пласта

Таблица 5.5 - Проверка условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака кондуктора

	Кровля пласта, м	Пластовое	Плотность	Расчетная
Пласт		Пластовое	Плотность	глубина спуска
Пласт		давление, МПа	флюида, г/см3	глубина спуска
				колонны, м
АС10	2400	28	0,763	925
АС11	2450	29	0,751	1001
АС12	2550	30	0,755	1019

Минимальная расчетная глубина спуска кондуктора 245 мм - 1001. Глубина спуска кондуктора составляет 1130 м по вертикали, 1393 м. по стволу, что удовлетворяет условию предотвращения гидроразрыва пород у башмака колонны.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	5.6
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Профиль скважины

6 Профиль скважины

Расчетные параметры профиля проектируемой скважины представлены в таблицах 6.1-6.3 и на рис. 6.1.

Таблица 6.1 - Входные данные по профилю наклонно-направленной скважины

Интервал						Максимально допустимые
Интервал							параметры профиля в													Зенитный угол, град
установки							параметры профиля в
установки							интервале установки
погружных							интервале установки
погружных							погружных насосов
насосов по							погружных насосов
насосов по											интенсивность						максимально					при входе в продуктивный
вертикали, м											интенсивность						максимально					при входе в продуктивный
вертикали, м						зенитный						изменения					допустимый в						пласт
						зенитный						изменения					допустимый в						пласт
от (верх)					до	угол, град					зенитного угла,						интервале его					минимально			максимально
от (верх)					(низ)							град/10 м						увеличения				допустимый			допустимый
					(низ)							град/10 м						увеличения				допустимый			допустимый
2300					2300		40						0,30					40					0		15
Таблица 6.2 - Параметры профиля наклонно-направленного ствола скважины

									Глубина						Проекции, м							Угол, град		Интенсивность,
№									по						Проекции, м							Угол, град
№				Участок ствола					по
участка				Участок ствола					стволу,					вертикаль			горизонталь					в	в		град/10
																						в	в
																					начале		конце
										м											начале		конце
1			Вертикальный						100					100				56,55			0		0	0
2			Набора угла						310,49					300				745,4			0		31,57	1,5
3			Малоинтенсивного
3			набора угла						1392,72					1130				1066,08			31,57		47,81	0,15
			набора угла						1392,72					1130				1066,08			31,57		47,81	0,15
			Малоинтенсивного
4			набора угла
			(стабилизация)						1812,02					1400				1448			47,81		52	0,1
5			Снижения угла						2367,02					1800				1651,94			52		35,35	0,3
6			Снижения угла						2817,6					2200				1717,51			35,35		18,68	0,37
7			Снижения угла						3028,08					2400				1800			18,68		17,63	0,05
8			Снижения угла						3368					2730				56,55			17,63		10,48	0,21
Таблица 6.3 - Профиль наклонно-направленных скважин

Интервал					Длина		Зенитный угол, град								Горизонтальное					Длина по стволу,				Интенсивность
по					интервала											отклонение, м						м			изменения
вертикали,					по																				зенитного
м					вертикали,																			угла, град/10 м
от		до			м		в начале					в конце				за			общее	интервала			общая
(верх)	(низ)						интервала					интервала			интервал
0		100			100			0					0			0			0		100		100	0
100		150			50			0					7,52			3,29			3,29		50,14		150,14	1,5
150		200			50			7,52					15,18			10,03			13,32		51,04		201,18	1,5
200		250			50			15,18					23,12			17,36			30,68		52,97		254,15	1,5
250		300			50			23,12					31,57			25,87			56,55		56,34		310,49	1,5
300		350			50			31,57					32,46			31,26			87,81		58,97		369,46	1,5
350		400			50			32,46					33,35			32,35			120,16		59,56		429,02	0,15
400		450			50			33,35					34,25			33,48			153,64		60,17		489,19	0,15
450		500			50			34,25					35,17			34,63			188,27		60,83		550,02	0,15
500		550			50			35,17					36,09			35,84			224,11		61,51		611,53	0,15
550		600			50			36,09					37,02			37,07			261,18		62,25		673,78	0,15

СамараНИПИнефть														031Б.00-00										6.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1					Профиль скважины

Интервал			Длина	Зенитный угол, град		Горизонтальное		Длина по стволу,			Интенсивность
по			интервала			отклонение, м			м		изменения
вертикали,			по								зенитного
	м		вертикали,								угла, град/10 м
от		до	м	в начале	в конце	за	общее	интервала		общая
(верх)		(низ)		интервала	интервала	интервал
600		650	50	37,02	37,97	38,36	299,54	63,02		736,8	0,15
650		700	50	37,97	38,93	39,7	339,24	63,84		800,64	0,15
700		750	50	38,93	39,9	41,09	380,33	64,72		865,36	0,15
750		800	50	39,9	40,88	42,53	422,86	65,64		931	0,15
800		850	50	40,88	41,88	44,05	466,91	66,64		997,64	0,15
850		900	50	41,88	42,9	45,64	512,55	67,7		1065,34	0,15
900		950	50	42,9	43,93	47,31	559,86	68,83		1134,17	0,15
950		1000	50	43,93	44,98	49,05	608,91	70,05		1204,22	0,15
1000		1050	50	44,98	46,05	50,91	659,82	71,36		1275,58	0,15
1050		1100	50	46,05	47,14	52,87	712,69	72,76		1348,34	0,15
1100		1130	30	47,14	47,81	32,71	745,4	44,39		1392,73	0,15
1130		1150	20	47,81	48,11	22,18	767,58	29,86		1422,59	0,1
1150		1200	50	48,11	48,86	56,48	824,06	75,44		1498,03	0,1
1200		1250	50	48,86	49,63	58,01	882,07	76,58		1574,61	0,1
1250		1300	50	49,63	50,4	59,62	941,69	77,82		1652,43	0,1
1300		1350	50	50,4	51,2	61,31	1003	79,11		1731,54	0,1
1350		1400	50	51,2	52	63,08	1066,08	80,49		1812,03	0,1
1400		1450	50	52	49,63	61,33	1127,41	79,14		1891,17	0,3
1450		1500	50	49,63	47,36	56,51	1183,92	75,45		1966,62	0,3
1500		1550	50	47,36	45,19	52,28	1236,2	72,35		2038,97	0,3
1550		1600	50	45,19	43,1	48,53	1284,73	69,68		2108,65	0,3
1600		1650	50	43,1	41,08	45,17	1329,9	67,39		2176,04	0,3
1650		1700	50	41,08	39,12	42,1	1372	65,37		2241,41	0,3
1700		1750	50	39,12	37,21	39,3	1411,3	63,59		2305	0,3
1750		1800	50	37,21	35,35	36,7	1448	62,03		2367,03	0,3
1800		1850	50	35,35	33,11	34,02	1482,02	60,48		2427,51	0,37
1850		1900	50	33,11	30,93	31,27	1513,29	58,98		2486,49	0,37
1900		1950	50	30,93	28,8	28,71	1542	57,66		2544,15	0,37
1950		2000	50	28,8	26,71	26,31	1568,31	56,5		2600,65	0,37
2000		2050	50	26,71	24,65	24,04	1592,35	55,48		2656,13	0,37
2050		2100	50	24,65	22,63	21,89	1614,24	54,59		2710,72	0,37
2100		2150	50	22,63	20,64	19,84	1634,08	53,79		2764,51	0,37
2150		2200	50	20,64	18,68	17,86	1651,94	53,1		2817,61	0,37
2200		2250	50	18,68	18,42	16,78	1668,72	52,74		2870,35	0,05
2250		2300	50	18,42	18,15	16,52	1685,24	52,66		2923,01	0,05
2300		2350	50	18,15	17,89	16,26	1701,5	52,57		2975,58	0,05
2350		2400	50	17,89	17,63	16,01	1717,51	52,51		3028,09	0,05
2400		2450	50	17,63	16,53	15,36	1732,87	52,3		3080,39	0,21
2450		2500	50	16,53	15,44	14,33	1747,2	52,01		3132,4	0,21
2500		2550	50	15,44	14,35	13,29	1760,49	51,74		3184,14	0,21
2550		2600	50	14,35	13,27	12,29	1772,78	51,49		3235,63	0,21

СамараНИПИнефть					031Б.00-00						6.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1					Профиль скважины

Интервал			Длина	Зенитный угол, град		Горизонтальное		Длина по стволу,			Интенсивность
по			интервала			отклонение, м			м		изменения
вертикали,			по								зенитного
	м		вертикали,								угла, град/10 м
от		до	м	в начале	в конце	за	общее	интервала		общая
(верх)		(низ)		интервала	интервала	интервал
2600		2650	50	13,27	12,19	11,3	1784,08	51,26		3286,89	0,21
2650		2700	50	12,19	11,12	10,31	1794,39	51,06		3337,95	0,21
2700		2730	30	11,12	10,48	5,72	1800,11	30,54		3368	0,21

Вертикальный участок

R=382 м I=1,5º/10 м α=31,57º

Участок набора угла

R=3820 м I=0,15º/10 м α=41,81º

R=5730 м I=0,1º/10 м α=52º

Участок снижения угла	R=1910 м
	I=0,3º/10	м

	α=35,35º

R=1549 м
I=0,37º/10 м	R=11460 м
α=18,68º	I=0,05º/10 м
	α=17,63º

Пласт АС10 -2400-2430 м

Пласт АС11 -2450-2510

Пласт АС12 -2510-2680 м

R=2728 м

I=0,21º/10 м Отход,м α=10,48º

Рисунок 6.1 - Профиль скважины

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	6.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Буровые растворы

7 Буровые растворы

Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.

При выборе типа буровых растворов, их свойств и параметров необходимо руководствоваться следующими требованиями:

∙для приготовления буровых растворов использовать экологически безопасные, разрешенные

кприменению реагенты, внесенные в отраслевой реестр « Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» ГЦСС « Нефтепромхим». Казань. 2007;

∙снижением отрицательного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов;

∙обеспечением качественной промывки ствола скважины, устойчивой работы забойных двигателей, очистки забоя от выбуренной породы;

∙сокращением объемов отработанного бурового раствора, возможности повторного их использования;

∙возможности приготовления и обработки буровых растворов на оборудовании поставляемом в комплекте буровой установки и циркуляционной системы;

∙возможности поддержания и регулирования их агрегативной и кинетической устойчивости, определяющей технические показатели растворов (плотность, реологические, фильтрационные, смазочные, антикоррозионные свойства).

7.1 Обоснование плотности применяемых буровых растворов

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины.

В соответствии с п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03 рассчитывается минимально допустимая плотность бурового раствора из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

∙10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

∙5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

Максимально допустимая плотность бурового раствора рассчитывается из условия - противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин.

Интервалы бурения под направление 324 мм (0-30 м) и удлиненный кондуктор 245 мм (301393 м) являются зонами совместимых условий бурения, коэффициент аномальности равен 1,00. Для интервала 0-1393 м принимаем плотность бурового раствора 1,16 г/см3 для предотвращения возможных осыпей и обвалов.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 1393-2976 м при отсутствии продуктивных нефтяных пластов производится буровым раствором плотностью 1,14 г/см3 для предотвращения возможных осыпей и обвалов, что соответствует требованиям ПБ 08-624-03.

Расчетная плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 2976-3368 м - 1,26 г/см3. При бурении в этом интервале принимается плотность бурового раствора 1,26 г/см3, репрессия на вскрываемые продуктивные пласты при этом составит 1,265-1,647 МПа.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	7.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Буровые растворы

Расчетная плотность бурового раствора по продуктивным пластам

	Глубина							Расчетная
	Глубина	Пласто			Коэфициент	Репрессия на		плотность
	кровли	вое			превышения	пласт, МПа		бурового
Индекс	пласта	вое	Тип	Коэффициент	превышения			раствора, г/см3
пласта	по	давлен	флюида	аномальности	над
пласта	по	ие,	флюида	аномальности	пластовым
	вертика	МПа			давлением	допуст	ожидае	минима	максим
	ли, м	МПа			давлением	допуст	ожидае	минима	максим
	ли, м					имая	мая	льная	альная

АС10	2400	28,0	нефть	1,19	0,05	3,0	1,647	1,25	1,32
АС11	2450	29,0	нефть	1,20	0,05	3,0	1,265	1,26	1,33
АС12	2550	30,0	нефть	1,20	0,05	3,0	1,500	1,26	1,32

Примечание - пример расчета ожидаемой репрессии на пласт при выбранной плотности бурового раствора: Рож = 2400*1,26/102-28,0=1,647 МПа

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	7.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

3.7

7.2 Типы и параметры буровых растворов

Типы и параметры буровых растворов для строительства проектируемой скважины выбраны с учетом минералогического состава и свойств горных пород, слагающих разрез, а также анализа практического опыта бурения на Приобском месторождении.

Таблица 7.1 - Типы и параметры бурового раствора по интервалам бурения

	Интервал, м						Параметры бурового раствора

Название (тип)			плот-	услов-	водо-	СНС, дПа			минера-	пласти-	корка,	динамичес-	содержа-
раствора	от	до			отдача,	через, мин				ческая		кое напря-	ние твер-
			ность,	ная вяз-				рН	лиза-
	(верх)	(низ)			3					вяз-	мм	жение сдви-	дой
			3		см /30
			г/см	кость, с	мин	1	10		ция, г/л	кость, сП		га, мг/см2	фазы, %
Полимерглинис-	0	30	1,16	30-35	6-8	15-20	25-30	8-9	0,2-2	35-60	1,0-1,5	30	5
тый

Полимерглинис-	30	1393	1,16	30-35	6-8	15-20	25-30	8-9	0,2-2	35-60	1,0-1,5	30	5
тый

Естественный
полимер-	1393	2976	1,14	20-25	4-6	3-6	15-20	7,5-8	1-1,5	20-30	0,7	30	5
глинистый

Полимерглинис-	2976	3368	1,26	25-30	3-4	3-7	20-25	7,5-8	1-1,5	20-30	0,6	30	5-7
тый

1 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

4.7

														1 Том
Таблица 7.2 - Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов

синтервалаНомер одинаковым составомдолевым	растворабурового	Интервал, м			раствораПлотность, /мг	дляраствораСмена интервалабурения	),(нетда		/,смгПлотность	Содержание товарномввещества (жидкостипродукте), %	%,Влажность	Сорт	нарасходаНорма 1м
		Интервал, м
									3
									3
		от		Название (тип) раствора				Название компонента
		от	до (низ)
		(верх)	до (низ)
					3								, т
					3								3

1		0	30	Полимерглинистый	1,10	да		Бентонит	2,60	90-94	2	2	18000*

								КМЦ	1,60	92	6	3	0,9
								Кальцинированная сода	2,53	<91	8-12	А	0,8	Буровые
								Кальцинированная сода					0,8
2		30	1393	Полимерглинистый	1,16	нет		КМЦ-700 (600)	1,60	92	6	3	0,3
								Сайдрилл (Дк-дрилл)					0,15	растворы
								Сайпан (Унифлок )					0,33

								Лубриол (ФК-2000)	1,12	-	10-12	-	0,68
								Графит	2,00	95	-	2	0,45
								Кальцинированная сода	2,53	<91	8-12	А	0,08
								Кальцинированная сода					0,08
								НТФ (sapp)					0,04
								Барит	4,2	95	2	-	0,06
3		1393	2976	Полимерглинистый	1,14	нет		КМЦ-700 (600)	1,60	92	6	3	0,16
								Сайпан (Унифлок )					0,2
								Сайдрилл (Дк-дрилл)					0,14
								Лубриол (ФК-2000)	1,12	-	10-12	-	0,68
								Графит	2,00	95	-	2	0,8
								Кальцинированная сода	2,53	<91	8-12	А	0,08
								Кальцинированная сода					0,08

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

														1 Том
синтервалаНомер одинаковым составомдолевым	растворабурового	Интервал, м			раствораПлотность, /мг	дляраствораСмена интервалабурения	),(нетда		/,смгПлотность	Содержание товарномввещества (жидкостипродукте), %	%,Влажность	Сорт	нарасходаНорма 1м	1 Том
		Интервал, м
									3
									3
		от		Название (тип) раствора				Название компонента
		от	до (низ)
		(верх)	до (низ)
					3								, т
					3								3

								Каустическая сода					0,15
								НТФ (sapp)					0,06
								ФХЛС (ФХЛС-МН)	1,80	93	7	3	0,2
								Барит	4,2	95	2	-	0,05
4		2976	3368	Полимерглинистый	1,26	нет		КМЦ-700 (600)	1,60	92	6	3	2,7	Буровые
								Сайпан (Унифлок )	1,60	92	6	3	0,5	Буровые
								Сайпан (Унифлок )	1,60	92	6	3	0,5
								Сайдрилл (Дк-дрилл)	1,80	93	7	3	0,6	растворы
								Лубриол (ФК-2000)	1,12	-	10-12	-	0,3	растворы
								Лубриол (ФК-2000)	1,12	-	10-12	-	0,3
								Графит	2,00	95	-	2	0,1
								Кальцинированная сода	2,53	<91	8-12	А	2
								Кальцинированная сода					2
								Барит	4,2	95	2	-	0,11
* Потребное количество глинопорошка ПБМА для приготовления бурового раствора на первой скважине куста составляет 18 тонн.

Примечание - Рецептура бурового раствора может быть изменена на альтернативную по согласованию с геологической службой Заказчика и проектной организацией

5.7

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

6.7

Таблица 7.3 - Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления

Интервал,		Коэффи-							Потребность бурового раствора, м3 и его
Интервал,		циент		Плотность			3		Потребность бурового раствора, м3 и его
м		запаса	Название (тип)	Плотность	Нормы расхода бурового раствора, м			/м и		компонентов, т
м		запаса	Название (тип)	бурового	его компонентов,т/м3 в интервале					компонентов, т
		раствора	бурового раствора	раствора,
		на	и его компонентов	3					на		суммарная	на запас на
от	до	поверхнос		г/см					исходный	на бурение	в	поверхнос
				г/см		источник	Поправочный
						источник	Поправочный
		ти			величина	нормы	коэффициент		объем	интервала	интервале	ти
0	30	1,0	Полимерглинистый	1,16	0,39		-		50	11,7	61,7	-
0	30	1,0	Полимерглинистый	1,16		на
			Бентонит		0,2917	на	-		14,585	3,413	18,0	-
			Бентонит		0,2917	скважин	-		14,585	3,413	18,0	-

			КМЦ		0,00044		-		0,022	0,005	0,027	-
			КМЦ		0,00044		-		0,022	0,005	0,027	-

			Кальцинированная		0,00039	химреагентоврасходанормыдля строительства ОООместорождениях« РН-Юганскнефтегаз»	-		0,020	0,005	0,024	-
			полимерглинистый				-				0,024
			сода
30	1393	1,0	Полимерглинистый	1,16	0,22					299,9	299,9
			КМЦ-700 (600)		0,0004					0,12	3,12
			Сайпан (Унифлок )		0,0014				0,07	0,42	0,49
			Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,0015				0,08	0,45	0,53
			Лубриол (ФК-2000)		0,0007				0,04	0,21	0,25
			Графит		0,0031				0,16	0,93	1,09
			Графит		0,0031
			Кальцинированная		0,0021				0,11	0,63	0,74
			сода		0,0021
			НТФ (sapp)		0,0004				0,02	0,12	0,14
			НТФ (sapp)		0,0004
			Барит		0,06				3,00	17,99	20,99
			Барит		0,06
1393	2976	1,0	Естественный	1,14	0,12		-			190,0	190,0
1393	2976	1,0		1,14	0,12		-
						Временные
			КМЦ-700 (600)		0,0002	Временные	-			0,04	0,04
										0,04	0,04

			Сайпан (Унифлок )		0,0013		-			0,25	0,25
			Сайпан (Унифлок )		0,0013		-
			Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,0017		-			0,32	0,32
			Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,0017		-
			Лубриол (ФК-2000)		0,0012		-			0,23	0,23
			Лубриол (ФК-2000)		0,0012		-

1 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

7.7

Интервал,		Коэффи-						Потребность бурового раствора, м3 и его
Интервал,		циент		Плотность			3	Потребность бурового раствора, м3 и его
м		запаса	Название (тип)	Плотность	Нормы расхода бурового раствора, м /м и				компонентов, т
м		запаса	Название (тип)	бурового	его компонентов,т/м3 в интервале				компонентов, т
		раствора	бурового раствора	раствора,
		на	и его компонентов	3				на		суммарная	на запас на
от	до	поверхнос		г/см				исходный	на бурение	в	поверхнос
				г/см		источник	Поправочный
						источник	Поправочный
		ти			величина	нормы	коэффициент	объем	интервала	интервале	ти
			Графит		0,0057		-		1,08	1,08
			Графит		0,0057		-
			Кальцинированная		0,0067		-		1,27	1,27
			сода				-
			сода
			Каустическая сода		0,0007		-	0,04	0,13	0,17
			Каустическая сода		0,0007		-
			НТФ (sapp)		0,0013		-		0,25	0,25
			НТФ (sapp)		0,0013		-
			ФХЛС (ФХЛС-МН)		0,0005		-	0,03	0,10	0,13
			ФХЛС (ФХЛС-МН)		0,0005		-
			Барит		0,05				9,50	9,5
			Барит		0,05
2976	3368	1,0	Полимерглинистый	1,26	0,12		-	-	66,1	66,1	154,4
				1,26	0,12		-

			КМЦ-700 (600)		0,0017		-	-	0,11	0,11	0,26
			КМЦ-700 (600)		0,0017		-
			Сайпан (Унифлок )		0,0071		-	-	0,47	0,47	1,10
			Сайпан (Унифлок )		0,0071		-
			Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,0013		-	-	0,09	0,09	0,20
			Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,0013		-
			Лубриол (ФК-2000)		0,0016		-	-	0,11	0,11	0,25
			Лубриол (ФК-2000)		0,0016		-
			Графит		0,0008		-	-	0,05	0,05	0,12
			Графит		0,0008		-
			Кальцинированная				-	-	0,02	0,02	0,05
			сода		0,0003			-	0,02	0,02	0,05
			сода		0,0003
			Барит		0,11				7,27	7,27	16,98
			Барит		0,11
	Примечание - Перед вскрытием горизонтов, представляющих опасности выброса, на буровой должен быть создан, а при дальнейшем бурении
постоянно поддерживаться запас хим. реагентов, утяжелителя и других материалов в количестве, необходимом для приготовления раствора в объеме
скважины, кроме этого на буровой должен быть однократный запас обработанной промывочной жидкости (См. Схему расположения оборудования на
площадке БУ 3000 ЭУК-1М, поз. 10.)

1 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

Том 1

Буровые растворы

Таблица 7.4 - Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при

разбуривании цементных стаканов

раздельноНомер колоннычастиспускаемой спускапорядкев

Характеристика

порядкевколонныНомер спуска

компонента

ступениНомер цементирования

/,мкгплотность

,%влажность

веществасодержание продуктетоварномв %),(жидкости

сорт

Норма

Название

расхода на

компонентов

обработку

Кол., т

колонны

для обработки

1 м3

раствора

т/м3

Направление

двууглекислый

2,16

0,0007

0,0042

натрий

Кондуктор

двууглекислый

2,16

0,0007

0,1127

натрий

Примечания:

1. Норма расхода двууглекислого натрия принята в соответствии с данными « Справочника химреагентов фирмы IDF».

2. Количество двууглекислого натрия рассчитано исходя из норм расхода на обработку раствора при приготовлении в объеме скважины при рассматриваемом забое

Таблица 7.5 - Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при спуске обсадных колон

			Характеристика компонента
колонныНомер в порядкеспуска							расходаНорма на обработку1 м
			3	влажности, %	содержание веществав товарном продукте (жидкости), %	сорт		раствора, т/м
		Название	плотность, г/см	влажности, %	содержание веществав товарном продукте (жидкости), %	сорт		раствора, т/м
		Название					3	3
	Название	компонентов							Кол., т
	колонны	для обработки
		раствора

1	Направление	не применяются	-	-	-	-	-		-

2	Кондуктор	графит	1,9-2,6	0,3	87	1	0,01		1,61

4	Эксплуатационная	смазка ФК-2000	1,12	10-12	87	1	0,01		1,55
	колонна 146 мм

Примечание - Объем смазывающих добавок рассчитан исходя из норм расхода на обработку раствора при приготовлении в объеме скважины при рассматриваемом забое

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	7.8
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Буровые растворы
Таблица 7.6 - Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Интервал, м			Расход реагента		Объем	Количество
	Реагент		Расход реагента		раствора,	раегента на
	Реагент				раствора,	раегента на
					м3	интервал, т
			%	т	м3	интервал, т
			%	т
0-30	Бентонит				61,7	18
	КМЦ		29,17	0,2917	61,7	0,027
	Кальцинированная сода		0,04	0,0004	61,7	0,024
30-1393	КМЦ-700 (600)		0,04	0,0004	299,89	0,3708
	Сайпан (Унифлок )		0,14	0,0014	299,89	0,4079
	Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,15	0,0015	299,89	0,1854
	Лубриол (ФК-2000)		0,07	0,0007	299,89	0,8405
	Графит		0,31	0,0031	299,89	0,5562
	Кальцинированная сода		0,21	0,0021	299,89	0,0989
	НТФ (sapp)		0,04	0,0004	299,89	0,0494
	Барит			0,06	299,89	17,99
1393-2976	КМЦ-700 (600)		0,02	0,0002	170,88	0,1994
	Сайпан (Унифлок )		0,13	0,0013	170,88	0,2492
	Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,17	0,0017	170,88	0,1744
	Лубриол (ФК-2000)		0,12	0,0012	170,88	0,8473
	Графит		0,57	0,0057	170,88	0,9968
	Кальцинированная сода		0,67	0,0067	170,88	0,0997
	Каустическая сода		0,07	0,0007	170,88	0,1869
	НТФ (sapp)		0,13	0,0013	170,88	0,0748
	ФХЛС (ФХЛС-МН)		0,05	0,0005	170,88	0,2492
			0,05	0,0005	170,88	0,2492
	Барит			0,05	170,88	8,54
2976-3368	КМЦ-700 (600)		0,17	0,0017	67,12	1,4445
	Сайпан (Унифлок )		0,71	0,0071	67,12	0,2675
	Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,13	0,0013	67,12	0,3210
	Лубриол (ФК-2000)		0,16	0,0016	67,12	0,1605
	Графит		0,08	0,0008	67,12	0,0535
	Кальцинированная сода		0,03	0,0003	67,12	1,0700
	Барит			0,11	67,12	7,39
на запас	бентонит		36,00	0,3600	154,4	50,6160
	КМЦ-700 (600)		0,17	0,0017	154,4	0,2390
	Сайпан (Унифлок )		0,71	0,0071	154,4	0,9983
	Сайдрилл (Дк-дрилл)		0,13	0,0013	154,4	0,1828
	Лубриол (ФК-2000)		0,16	0,0016	154,4	0,2250
	Графит		0,08	0,0008	154,4	0,1125
	Кальцинированная сода		0,03	0,0003	154,4	0,0422
	Барит			0,11	154,4	16,98

СамараНИПИнефть			031Б.00-00			7.9
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Буровые растворы

Интервал, м			Расход реагента		Объем	Количество
	Реагент		Расход реагента		раствора,	раегента на
	Реагент				раствора,	раегента на
					м3	интервал, т
			%	т	м3	интервал, т
			%	т
всего	Глинопорошок
всего	модифицированный
	модифицированный
	бентонитовый (ПБМА)					73,5840
	КМЦ-700 (600)					5,3675
						5,3675
	Сайпан (Унифлок )					0,6571
						0,6571
	Сайдрилл (Дк-дрилл)					0,3598
						0,3598
	Лубриол (ФК-2000)					2,5706+1,55
						2,5706+1,55
	Графит					2,6124+1,61
	Кальцинированная сода					0,7583
	Каустическая сода					0,1869
	НТФ (sapp)					0,3008
						0,3008
	ФХЛС (ФХЛС-МН)					3,7806
						3,7806
	Натрий двууглекислый					0,117
	Барит					33,92

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	7.10
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Буровые растворы

7.3 Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

Таблица 7.7 - Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

				ГОСТ, ОСТ, ТУ,	Ступенча-	Использование
		Типоразмер	Кол.,	ГОСТ, ОСТ, ТУ,	Ступенча-	на интервале, м
Название		или шифр	шт.	МРТУ, и т.п. на	тость
		или шифр	шт.	изготовление	очистки	от	до
				изготовление	очистки	(верх)	(низ)
						(верх)	(низ)
Вибрационное сито		SBR 2L	2	Производство	2	0	3368
Вибрационное сито		SBR 2L	2	Китай	2	0	3368
				Китай
Сито-гидроциклонная
установка с	-		1	Производство	3
пескоотделителем и	-		1	Китай	3
пескоотделителем и				Китай
илиотделителем
Центрифуга		SBR-L 355-125N	1	Производство	4
Центрифуга		SBR-L 355-125N	1	Китай	4
				Китай

Питающий насос		SBR-P-[GZF	1	Производство
Питающий насос		SBR-P-[GZF	1	Китай
				Китай
Блок коагуляции и		БКФ	1	Краснодар	5
флокуляции		БКФ	1	Краснодар	5
флокуляции
Воронка смешивающая		SBR-P-150	1	Производство
Воронка смешивающая		SBR-P-150	1	Китай
				Китай
Насос шламовый		SBR-SB 5*6 12”	3	Производство
Насос шламовый		SBR-SB 5*6 12”	3	Китай
				Китай
Таблица 7.8 - Использование очистных устройств по интервалам бурения

Интервал, м				Использование очистных устройств

от		до
от		до

10		30		вибросито + пескоотделитель + илоотделитель

30		1393		вибросито + пескоотделитель +
30		1393		илоотделитель+центрифуга
				илоотделитель+центрифуга
1393		2976		вибросито + пескоотделитель +
1393		2976		илоотделитель+центрифуга
				илоотделитель+центрифуга
2976		3368		вибросито + пескоотделитель +
2976		3368		илоотделитель+центрифуга + дегазатор
				илоотделитель+центрифуга + дегазатор

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	7.11
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Буровые растворы

7.4 Контроль параметров бурового раствора

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД [18] с помощью серийно выпускаемых приборов.

Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные – плотномер ВРП-1; ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров – с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2, стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, изложенной в РД [93] с использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика [93], в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рНметр. Для определения смазочной способности бурового раствора РД [93] рекомендует использование установки УСР-1.

Методы химического анализа фильтрата бурового раствора также приведены в РД [93]. Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов.

При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: при нормальных условиях бурения – через 1 час., в осложненных условиях – через 0,5 часа, а при начавшихся осложнениях или выравнивании показателей промывочной жидкости – через 5-10 минут. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и не осложненных условиях определяются через каждые 3-4 часа, при выравнивании раствора – через 1-1,5 часа. Все показания записываются в рабочий журнал.

Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	7.12
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Буровые растворы
Таблица 7.9 - Расход технической воды на проводку скважины и испытание (освоение) объекта

					Колонны

Название технологического	Норма	направление			кондуктор			эксплуатационная
Название технологического	Норма	324 мм			245 мм			146 мм
процесса	расхода,
процесса	м3/сут.	кол,	расход		кол.	расход		кол. суток	расход
		кол,	расход	3	кол.	расход	3	кол. суток	расход	3
		суток	воды, м		суток	воды, м			воды, м

Подготовительные работы к	43							4	172
бурению	43							4	172
бурению
Бурение под обсадную	900
Бурение под обсадную	72	0,46	33,12		4,93	355		13,41	965,5
колонну	72	0,46	33,12		4,93	355		13,41	965,5
Крепление скважины	72	0,9	64,8		7,06	508		11,48	826,6
Испытание пласта в
обсадной колонне	20							50,3	1006
(освоение)
Расход воды на скважину, всего									3931
Расход воды на скважину в сутки									102,8

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	7.13
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

8 Углубление скважины

8.1 Способы, режимы бурения, проработки ствола скважины и применяемые КНБК

При выборе технологии бурения скважин по интервалам глубин, способов и режимов бурения, типов долот и забойных двигателей учтены требования действующих технологических регламентов, руководящих и нормативных документов, а также опыта строительства скважин в районе проведения планируемых работ.

В таблицах 8,1-8,2 приведены способы и основные параметры углубления скважины, компоновки низа бурильной колонны.

Обоснование диаметров долот

Определим диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны в соответствие с требованием п, 2.3.3, ПБ 08-624-03. Величину минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определим по формуле (3):

Dд =(1,0447 + 0,00022D)Dм,

(3)

где

Dд - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

Dм - диаметр муфты обсадных труб, мм,

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

∙393,7 мм - бурение под направление 324 мм;

∙295,3 мм - бурение под кондуктор 245 мм;

∙215,9 мм - бурение под эксплуатационную колонну 146 мм.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

2.8

Таблица 8.1 - Способы, режимы бурения, расширки (проработки) ствола скважин и применяемые КНБК

					Режимы бурения				Допустимые
Интервал по					Режимы бурения				скорости СПО в
		Вид		Условный				Скорость

стволу, м						частота			открытом стволе,
								выполнения
		технологической	Способ бурения	номер КНБК				выполнения
		технологической	Способ бурения	номер КНБК	осевая	вращения,		технологической		м/с
		операции		(табл,8,2)	осевая	вращения,		технологической		м/с
от	до (низ)	операции		(табл,8,2)	нагрузка, т	об/мин	подъем	операции, м/ч	спуск		подъем
					нагрузка, т	об/мин	подъем	операции, м/ч
						спуск
(верх)
(верх)
0	30	бурение	РОТОР	1	2-3			100	2,0		0,8

		Разбуривание			Вес
25	30	цементного	ДРУ-240	2	Вес	102	47,2	-	2,0		0,8
25	30	цементного	ДРУ-240	2	инструмента	102	47,2	-	2,0		0,8
		стакана			инструмента
		стакана
30	100	бурение	ДРУ-240	3	3-5	102	47,2	100	1,7		0,8
100	346	бурение с	ДРУ-240	4	5-9	102	54	80	1,7		0,8
100	346	набором угла	ДРУ-240	4	5-9	102	54	80	1,7		0,8
		набором угла
		бурение с
346	1393	малоинтенсивным	ДРУ-240	5	5-12	102	44	80	1,0		0,7
		набором угла
30	1393	проработка	ДРУ-240	6	2-5	102	44	100-120	1,0		0,7
		Разбуривание
1383	1393	цементного	ДРУ-172	7	5-7	90	25,2	-	1,0		0,7
		стакана
		бурение с
1393	1812	малоинтенсивным	ДРУ-172	8	1-13	90	25,2	40	0,7		0,6
		набором угла
		бурение с
1812	3028	малоинтенсивным	ДРУ-172	9	1-13	90	22	20-40	0,6		0,5
		снижением угла
3028	3368	бурение с	Д3-195	10	1-13	105	22	15	0,5		0,2
3028	3368	уменьшением угла	Д3-195	10	1-13	105	22	15	0,5		0,2
		уменьшением угла
1393	3368	проработка	Д3-195	11	2-5	105	22	100-120	0,5-0,8		0,2-0,7

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

3.8

Таблица 8.2 - Компоновка низа бурильной колонны

			Элементы КНБК

Условный				техническая характеристика
Условный			расстояние от				суммарная	суммарный
номер	номер по	типоразмер, шифр	расстояние от				суммарная	суммарный
КНБК	номер по		забоя до места	наружный			длина	вес
КНБК	порядку		забоя до места	наружный	длина, м	масса, т	длина	вес
			установки, м	диаметр, мм	длина, м	масса, т	компоновки, м	компоновки, т

1	1	III 393,7 СГВУ R-167	0,45	393,7	0,45	0,172	0,45	0,172

	2	НУБТ 203	24,45	203	24	5,114	24,45	5,286
	2	НУБТ 203	24,45	203	24	5,114	24,45	5,286

2	1	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	-	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102

	2	ДРУ-240	0,39	240	6,93	1,56	7,32	1,662
	2	ДРУ-240	0,39	240	6,93	1,56	7,32	1,662

	1	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	0,39	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102
	1	(БИТ 295,3-ВТ-419)	0,39	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102
		(БИТ 295,3-ВТ-419)
	2	8 КС 295,3 СТ	1,27	295,3	0,88	0,28	1,27	0,382

3	3	ДРУ-240 (Т12РТ-240, ТО-240)	8,2	240	6,93	1,56	8,2	1,942
3
	4	ЦЖ 280	8,79	280	0,59	0,054	8,79	1,996

	5	КОБ 203 3-171	9,24	203	0,45	0,065	9,24	2,061

	6	НУБТ 203	33,24	203	24	5,114	33,24	7,175

	1	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	0,39	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102
	1	(БИТ 295,3-ВТ-419)	0,39	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102
		(БИТ 295,3-ВТ-419)
	2	8 КС 295,3 СТ	1,27	295,3	0,88	0,28	1,27	0,382

4	3	ДРУ-240(Т12РТ-240, ТО-240)	9,43	240	6,93	1,56	8,2	1,942
4
	4	КОБ 203 3-171	9,88	203	0,45	0,065	8,65	2,007

	5	Телесистема СИБ-1,3	18,03	172	8,15	1	16,8	3,007

	6	НУБТ 203	42,03	203	24	5,114	40,8	8,121

5	1	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	0,39	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102
5	1	(БИТ 295,3-ВТ-419)	0,39	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102
		(БИТ 295,3-ВТ-419)
	2	8 КС 295,3 СТ	1,27	295,3	0,88	0,28	1,27	0,382

	3	ДРУ-240(Т12РТ-240, ТО-240)	8,2	240	6,93	1,56	8,2	1,942

	4	ЦЖ 280	8,79	280	0,59	0,054	8,79	1,996

	5	КОБ 203 3-171	9,24	203	0,45	0,065	9,24	2,061

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

4.8

			Элементы КНБК

Условный				техническая характеристика
Условный			расстояние от				суммарная	суммарный
номер	номер по	типоразмер, шифр	расстояние от				суммарная	суммарный
КНБК	номер по		забоя до места	наружный			длина	вес
КНБК	порядку		забоя до места	наружный	длина, м	масса, т	длина	вес
			установки, м	диаметр, мм	длина, м	масса, т	компоновки, м	компоновки, т

	6	Телесистема СИБ-1,3	17,39	172	8,15	1	17,39	3,061

	7	НУБТ 203	41,39	203	24	5,114	41,39	8,175

	1	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	0,39	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102
	1	(БИТ 295,3-ВТ-419)	0,39	295,3	0,39	0,102	0,39	0,102
		(БИТ 295,3-ВТ-419)
	2	8 КС 295,3 СТ	1,27	295,3	0,88	0,28	1,27	0,382

6	3	ДРУ-240(Т12РТ-240, ТО-240)	8,2	240	6,93	1,56	8,2	1,942
6
	4	ЦЖ 280	8,79	280	0,59	0,054	8,79	1,996

	5	КОБ 203 3-171	9,24	203	0,45	0,065	9,24	2,061

	6	НУБТ 203	33,24	203	24	5,114	33,24	7,175

7	1	III 215,9 МЗГВ R-155	-	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445

	2	ДРУ-172	0,25	172	8,71	1,285	8,96	1,3295
	2	ДРУ-172	0,25	172	8,71	1,285	8,96	1,3295

	1	III 215,9 МЗГВ R-155	0,25	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445
	1	(БИТ-215,9-ВТ-613)	0,25	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445
		(БИТ-215,9-ВТ-613)
	2	ДРУ-172(ДВР3-176, 3ТСШ1-195)	8,96	172	8,71	1,285	8,96	1,3295
8
8	3	КОБ 178 3-147	9,37	178	0,41	0,045	9,37	1,3745
	3	КОБ 178 3-147	9,37	178	0,41	0,045	9,37	1,3745

	4	Телесистема СИБ-1,3	17,52	172	8,15	1	17,52	2,3745

	5	НУБТ 178	41,52	178	24	3,914	41,52	6,2885

	1	III 215,9 МЗГВ R-155	0,25	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445
	1	(БИТ-215,9-ВТ-613)	0,25	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445
		(БИТ-215,9-ВТ-613)
	2	ДРУ-172(ДВР3-176, 3ТСШ1-195)	8,96	172	8,71	1,285	8,96	1,3295
9
9	3	КОБ 178 3-147	9,37	178	0,41	0,045	9,37	1,3745
	3	КОБ 178 3-147	9,37	178	0,41	0,045	9,37	1,3745

	4	Телесистема СИБ-1,3	17,52	172	8,15	1	17,52	2,3745

	5	НУБТ 178	41,52	178	24	3,914	41,52	6,2885

10	1	III 215,9 МЗГВ R-155	0,25	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445
10	1	(БИТ-215,9-ВТ-613)	0,25	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445
		(БИТ-215,9-ВТ-613)

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

5.8

			Элементы КНБК

Условный				техническая характеристика
Условный			расстояние от				суммарная	суммарный
номер	номер по	типоразмер, шифр	расстояние от				суммарная	суммарный
КНБК	номер по		забоя до места	наружный			длина	вес
КНБК	порядку		забоя до места	наружный	длина, м	масса, т	длина	вес
			установки, м	диаметр, мм	длина, м	масса, т	компоновки, м	компоновки, т

	2	ДРУ-172(ДВР3-176, 3ТСШ1-195)	8,96	172	8,71	1,285	8,96	1,3295

	3	КОБ 178 3-147	9,37	178	0,41	0,045	9,37	1,3745

	4	НУБТ 178	33,37	178	24(16)*	3,914(2,61)*	33,37(25,37)*	5,2885(3,9845)*

	1	III 215,9 МЗГВ R-155	0,25	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445
	1	(БИТ-215,9-ВТ-613)	0,25	215,9	0,25	0,0445	0,25	0,0445
11		(БИТ-215,9-ВТ-613)
11	2	ДРУ-172(ДВР3-176, 3ТСШ1-195)	8,96	172	8,71	1,285	8,96	1,3295
	2	ДРУ-172(ДВР3-176, 3ТСШ1-195)	8,96	172	8,71	1,285	8,96	1,3295

	3	КОБ 178 3-147	9,37	178	0,41	0,045	9,37	1,3745

Примечание:

1.Вместо телеметрической системы СИБ-1,3 также используются навигационные системы оперативного контроля параметров траектории ствола скважины ЗИС–4 или импортного изготовления типа Sperry Sun, Anadrill.

2.При бурении под эксплуатационную колонну, по указанию технологической службы бурового подрядчика, определяется необходимость установки в компоновку гидравлических ударных механизмов (ГУМ, Ясс), Место установки и режим эксплуатации ГУМ согласно инструкции завода изготовителя.

3.Станции контроля ГТИ и ГК при бурении в интервале от 0 м – до забоя.

4.Для улучшения технико-экономических показателей бурения в интервале бурения под эксплуатационную колонну возможно применение

долот фирм «Baker Hughes Hughes Christensen» ( МХ-20GH), «Smith International» (F15HV) .

5.ВЗД: фирмы «Baker Hughes»

*- при бурении с СВП.

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

6.8

Таблица 8.3 - Потребное количество элементов КНБК

	Вид	Интервал работ по		Норма проходки, м		Норма времени	Время	Потребное
	технологической	стволу, м		или наработки		на механическое	бурения	количество
Типоразмер, шифр или	операции			элемента компановки,		бурение 1 м с	на	на
Типоразмер, шифр или	(бурение, отбор				ч	учетом	интервал,	интервал,
краткое название элемента	керна, расширка,					коэффициента	ч	шт.
КНБК	проработка)					1,07, ч
		от	до (низ)	величина	источник
		(верх)			нормы

	Бурение под	0	30	450м	Приме-	0,01	1,5	0,07
III 393,7 СГВУ R-167	направление				чание
III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	Разбуривание	25	30	150		0,06	0,3	0,03

III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	Бурение под	30	1339	750м		0,02	57,72	1,75
III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	кондуктор
8 КС 295,3 СТ	кондуктор			120ч				0,481
				120ч				0,481

ДРУ-240				400ч				0,144
ДРУ-240
ЦЖ 280				240ч		0,02	57,72	0,241
III 215,9 МЗГВ R-155	Разбуривание	1256	1266	150		0,06	0,6	0,07

III 215,9 МЗГВ R-155	Бурение под	1393	3368	650м		0,05	322	3,038
III 215,9 МЗГВ R-155
ДРУ-172	Э/К			400ч				0,805
ДРУ-172

Примечание - В проекте принят вариант бурения забойными двигателями и долотами в соответствии с « Номенклатурным каталогом … » 20 и « Нормами

расхода долот и КНБК для разработки ГРП на строительство эксплуатационных скважин Приобского месторождения…».

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

7.8

Таблица 8.4 – Суммарное количество и масса элементов КНБК

				Суммарная величина

			Количество элементов КНБК, шт.			масса по
	Типоразмер, шифр					типоразмеру
		ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и	для	для бурения,	по	типоразмеру
			для	для бурения,	по	или шифру, т
Название обсадной колонны	или краткое название		проработки	расширки и	типоразмеру	или шифру, т
	элемента КНБК	т.д. на изготовление	ствола,	отбора керна	или шифру
	элемента КНБК		ствола,	отбора керна	или шифру
			разбуривание
			цементного
			стакана
Направление	III 393,7 СГВУ R-167	Код IАDC 134 S	0,016	0,07	1	0,172
	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	Код IАDC 535	0,03	-	1	0,102
	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	Код IАDC 535	0,03	-	1	0,102
		Код IАDC 535 X	0,027	1,75	2	0,102
Кондуктор	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37	Код IАDC 535 X	0,027	1,75	2	0,102
	III 295,3 МСЗ-ГНУ R-37
	8 КС 295,3 СТ	ОСТ 39-078-79	-	0,481	1	0,28
	8 КС 295,3 СТ
	ЦЖ 280	ГОСТ 26673-85	-	0,241	1	0,054
	ЦЖ 280
	ДРУ240	ОСТ 39-078-79	-	0,144	1	1,56
	ДРУ240
	III 215,9 МЗГВ R-155	Код IАDC 513	0,07	-	1	0,0455
				3,04	4	0,045
Эксплуатационная колонна	III 215,9 МЗГВ R-155	Код IАDC 513 X	0,076	3,04	4	0,045

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

8.8

8.2 Рекомендуемые бурильные трубы

Исходные данные и результаты прочностного расчета бурильной колонны приведены в таблицах 8.5-8.7.

Таблица 8.5 - Рекомендуемые бурильные трубы

Обозначение бурильной трубы	Наружный	Толщина	Марка (группа	Тип замкового	Количество труб,	Наличие труб
Обозначение бурильной трубы	диаметр, мм	стенки, мм	прочности) материала	соединения	м	(есть, нет)

ТБПК 127x9,19 « Д»	127	9,19	Д	ЗП-162-95-2	700	есть

ТБПК 127x9,19 « Е»	127	9,19	Е	ЗП-162-95-2	3043	есть

ТБПК 127x9,19 « Л»	127	9,19	Л	ЗП-162-95-2	300	есть

ЛБТ 147х11 ПН	147	11,0	Д16Т	ЗЛ-172	2635	есть

Примечание – рекомендуемые бурильные трубы должны соответствовать ГОСТ Р 50278-92 с приваренными замками по ГОСТ 27834-95

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

9.8

Таблица 8.6.1 - Конструкция бурильных колонн для буровых без СВП

												Коэфф,
	(верх)	(низ)	Допустимаяглубина наспускаклиньях, м	секцииНомер бурильнойколонны вверхснизубез КНБК	(мм)	соединения	секцииДлина, м	отрывеприот забоя	доведениядля нанагрузки забой	секции	нарастающаяс КНБКучетом	запаса
	(верх)	(низ)	Допустимаяглубина наспускаклиньях, м	секцииНомер бурильнойколонны вверхснизубез КНБК	(мм)	соединения	секцииДлина, м	отрывеприот забоя	доведениядля нанагрузки забой	секции	нарастающаяс КНБКучетом	статическуюна прочность	на выносливость
	Интервал по				Характеристика бурильной			Натяжение				прочности
Вид	стволу, м				трубы			колонны, т		Масса, т		трубы
технологической					тип, наружный
операции					тип, наружный
					диаметр (мм),
					марка материала,	тип
	от	до			толщина стенки	замкового

Бурение под				1	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700	46,91	23,31	21,85	30,03	3,78	>3
	0	1393	9719	1	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700			21,85	30,03	3,78	>3
					ЛБТ 147х11 ПН
кондуктор
кондуктор				2		ЗЛ-172	652			10,76	40,79	4,81	>3
				2	Д16Т	ЗЛ-172	652			10,76	40,79	4,81	>3
				1	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700	52,69	31,60	21,85	28,15	4,05	>3
	1393	1812	9834	1	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700			21,85	28,15	4,05	>3
	1393	1812	9834		ЛБТ 147х11 ПН
					ЛБТ 147х11 ПН
				2	Д16Т	ЗЛ-172	1071			17,67	45,82	4,3	>3
Бурение под				1	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700	75,77	45,44	21,85	28,15	4,05	>3
Бурение под	1812	3028	9834	1	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700			21,85	28,15	4,05	>3
эксплуатационную
эксплуатационную					ЛБТ 147х11 ПН
колонну					ЛБТ 147х11 ПН
колонну				2	Д16Т	ЗЛ-172	2287			37,74	65,89	3,11	>3
				1	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700	81,22	48,71	21,85	27,15	4,17	>3
	3028	3368	9834	1	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700			21,85	27,15	4,17	>3
	3028	3368	9834		ЛБТ 147х11 ПН
					ЛБТ 147х11 ПН
				2	Д16Т	ЗЛ-172	2635			43,48	70,63	3,14	>3

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

Таблица 8.6.2 - Конструкция бурильных колонн для буровых с СВП												1 Том


										Коэфф.
	Интервал по		Характеристика бурильной трубы		м	Натяжение		Масса, т		запаса
	стволу, м		Характеристика бурильной трубы			колонны, т		Масса, т		прочности

					,
					,					трубы
					секцииДлина					трубы
Вид					секцииДлина	ототрывепри забоя	доведениядля нанагрузки забой	секции	сНарастающая КНБКучетом	статическуюна прочность	на выносливость
Вид
технологической			тип, наружный
операции			тип, наружный	тип
операции	от	до	диаметр (мм), марка	тип
	от	до	диаметр (мм), марка	замкового
	(верх)	(низ)	материала, толщина	замкового
	(верх)	(низ)	материала, толщина	соединения
			стенки (мм)	соединения
			стенки (мм)

Бурение под	0	1393	ТБПК 127x9,19 « Д»	ЗП-162-95	700	46,91	23,31	21,85	30,03	3,79	>3
кондуктор	0	1393	ЛБТ 147х11 Д16Т	ЗЛ-172	652	46,91	23,31	10,76	40,79	4,81	>3	Углубление
кондуктор

	1393	1812	ТБПК 127x9,19 « Е»	ЗП-162-95	1471	71,26	42,74	46,09	52,39	3,09	>3
			ТБПК 127x9,19 « Е»	ЗП-162-95	1471			46,09	52,39	3,09	>3
			ТБПК 127x9,19 « Л»	ЗП-162-95	300			9,58	61,97	3,00	>3
			ТБПК 127x9,19 « Л»	ЗП-162-95	300			9,58	61,97	3,00	>3
Бурение под			ТБПК 127x9,19 « Е»	ЗП-162-95	2687			84,18	90,48	1,63	>3	скважины
эксплуатационную	1812	3028				115,08	69,01					скважины

			ТБПК 127x9,19 « Л»	ЗП-162-95	300			9,58	100,07	1,75	>3
колонну			ТБПК 127x9,19 « Л»	ЗП-162-95	300			9,58	100,07	1,75	>3
	3028	3368	ТБПК 127x9,19 « Е»	ЗП-162-95	3043	126,46	75,84	95,0934	99,32	1,53	>3
	3028	3368	ТБПК 127x9,19 « Л»	ЗП-162-95	300	126,46	75,84	9,58	109,97	1,59	>3
			ТБПК 127x9,19 « Л»	ЗП-162-95	300			9,58	109,97	1,59	>3

10.8

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

11.8

Таблица 8.7.1 - Масса применяемых бурильных труб по интервалам бурения, расчет элементов веса бурильной колонны для транспортировки, Износ бурильных труб ( для буровых без СВП)

Бурение	Интервал		Название, шифр,	Вес 1 м	Количество		Дефицит	Вес для транспортир.
под колонну	бурения, м		условное	трубы или	элементов на конец		количества		т
			обозначение элемента	элемента	интервала		элементов
			обозначение элемента	элемента	интервала		элементов	теорети-	с 4%
				колонны,			на	теорети-	с 4%
	от	до		колонны,	ед. изм.	кол-во	на	ческий	допуском
	от	до		т	ед. изм.	кол-во	интервал	ческий	допуском
				т			интервал		и 5%
									и 5%
									запасом
									на трубы
Направление 324 мм	0	30	НУБТ 203	0,21	м	24	24	5,11	5,58

Кондуктор 245 мм	30	100	8 КС 295,3 СТ	0,28	шт.	1	1	0,28	0,31
вертикальный			ЦЖ 280	0,054	шт.	1	1	0,05	0,06
			НУБТ 203	0,21	м	24	24	5,11	5,58
			ТБПК 127x9,19 « Д»	0,03122	м	60	60	1,87	2,05
			Износ труб (отеч.)	0,00114	м	70		0,08	0,09
			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца					16,16
			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца
Бурение с набором угла	100	346	8 КС 295,3 СТ	0,28	шт.	1

			НУБТ 203	0,21	м	24

			ТБПК 127x9,19 « Д»	0,03122	м	300	240	7,49	8,18

			Износ труб (отеч.)	0,00110	м	246		0,27	0,29

			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца					16,95

Бурение	346	1393	8 КС 295,3 СТ	0,28	шт.	1
с малоинтенсивным
с малоинтенсивным			ЦЖ 280	0,054	шт.	1
набором угла			ЦЖ 280	0,054	шт.	1
набором угла
			НУБТ 203	0,21	м	24

			ТБПК 127x9,19 « Д»	0,03122	м	700	400	12,49	13,64
			ТБПК 127x9,19 « Д»
			ЛБТ 147х11 ПР Д16Т	0,0165	м	652	652	10,76	11,75
			ЛБТ 147х11 ПР Д16Т
			Износ труб (отеч.)	0,00309	м	1047		3,24	3,54

			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца					57,85

Бурение	1393	1812	НУБТ 178	0,16	м	24	24	3,91	4,27
с малоинтенсивным
с малоинтенсивным			ТБПК 127x9,19 « Д»	0,03122	м	700
набором угла				0,03122	м	700
набором угла
			ЛБТ 147х11 ПН Д16Т	0,0165	м	1071	419	6,91	7,55
			ЛБТ 147х11 ПН Д16Т
			Износ труб (отеч.)	0,0062	м	419		2,60	2,84

			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца					29,33

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть Бdoc.101-031

1Том

Бурение

Интервал

Название, шифр,

Вес 1 м

Количество

Дефицит

Вес для транспортир.

под колонну

бурения, м

условное

трубы или

элементов на конец

количества

обозначение элемента

элемента

интервала

элементов

теорети-

с 4%

колонны,

на

от

до

ед. изм.

кол-во

ческий

допуском

интервал

и 5%

запасом

на трубы

Бурение

1812

3028

НУБТ 178

0,16

с малоинтенсивным

ТБПК 127x9,19 « Д»

0,03122

700

снижением угла

ЛБТ 147х11 ПН Д16Т

0,0165

2287

1216

20,06

21,91

Износ труб (отеч.)

0,0101

1216

12,33

13,46

Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца

70,75

Бурение

3028

3368

НУБТ 178

0,16

с уменьшением

ТБПК 127x9,19 « Д»

0,03122

700

скважиныУглубление

угла

Б00-00.031

ЛБТ 147х11 ПН Д16Т

0,0165

2635

348

5,74

6,27

Износ труб (отеч.)

0,0161

340

5,47

5,97

Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца

24,49

Всего на скважину

220,6

12.8

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

13.8

Таблица 8.7.2 - Масса применяемых бурильных труб по интервалам бурения, расчет элементов веса бурильной колонны для транспортировки. Износ бурильных труб (для буровых с СВП)

Бурение	Интервал		Название, шифр,	Вес 1 м	Количество		Дефицит	Вес для
под колонну	бурения, м		условное	трубы	элементов на конец		количества	транспортир. т
			обозначение	или	интервала		элементов
			обозначение	или	интервала		элементов	теорети-	с 4%
			элемента	элемента			на	теорети-	с 4%
			элемента	элемента			на	ческий	допуском
				колонны,			интервал	ческий	допуском
	от	до		колонны,	ед. изм.	кол-во	интервал		и 5%
	от	до		т	ед. изм.	кол-во			и 5%
				т					запасом
									запасом
									на трубы

Направление 324 мм	0	30	НУБТ 203	0,21	м	24	24	5,11	5,58

Кондуктор 245 мм	30	100	8 КС 295,3 СТ	0,28	шт,	1	1	0,28	0,31
вертикальный
вертикальный			ЦЖ 280	0,054	шт,	1	1	0,05	0,06
			ЦЖ 280	0,054	шт,	1	1	0,05	0,06

			НУБТ 203	0,21	м	24	24	5,11	5,58

			ТБПК 127x9,19 « Д»	0,03122	м	60	60	1,87	2,05

			Износ труб (отеч.)	0,00114	м	70		0,08	0,09

			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца					16,16
			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца
Бурение с набором угла	100	346	8 КС 295,3 СТ	0,28	шт,	1

			НУБТ 203	0,21	м	24

			ТБПК 127x9,19 « Д»	0,03122	м	300	240	7,49	8,18

			Износ труб (отеч.)	0,00110	м	246		0,27	0,29

			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца					16,95

Бурение с малоинтенсивным	346	1393	8 КС 295,3 СТ	0,28	шт,	1
набором угла
набором угла			ЦЖ 280	0,054	шт,	1
			ЦЖ 280	0,054	шт,	1

			НУБТ 203	0,21	м	24

			ТБПК 127x9,19 « Д»	0,03122	м	700	400	12,49	13,64
			ТБПК 127x9,19 « Д»
			ЛБТ 147х11 ПН Д16Т	0,0165	м	652	652	10,76	11,75
			ЛБТ 147х11 ПН Д16Т
			Износ труб (отеч.)	0,00309	м	1047		3,24	3,54

			Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца					57,85

Бурение	1393	1812	НУБТ 178	0,16	м	24	24	3,91	4,27
с малоинтенсивным
с малоинтенсивным			ТБПК 127x9,19 « Е»	0,03133	м	1471	1471	46,09	50,33
				0,03133	м	1471	1471	46,09	50,33

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть Бdoc.101-031

1Том

Бурение

Интервал

Название, шифр,

Вес 1 м

Количество

Дефицит

Вес для

под колонну

бурения, м

условное

трубы

элементов на конец

количества

транспортир. т

обозначение

или

интервала

элементов

теорети-

с 4%

элемента

на

ческий

допуском

колонны,

интервал

от

до

ед. изм.

кол-во

и 5%

запасом

на трубы

набором угла

ТБПК 127x9,19 « Л»

0,03194

300

9,58

10,46

Износ труб (отеч.)

0,0062

419

2,60

2,84

Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца

135,81

Бурение

1812

3028

НУБТ 178

0,16

с малоинтенсивным

ТБПК 127x9,19 « Е»

0,03133

2687

1216

38,10

41,60

снижением угла

ТБПК 127x9,19 « Л»

0,03194

300

скважиныУглубление

00-00.Б031

ТБПК 127x9,19 « Л»

0,03194

300

12,33

13,46

Износ труб (отеч.)

0,0101

1216

Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца

110,13

Бурение

3028

3368

НУБТ 178

0,16

с уменьшением

ТБПК 127x9,19 « Е»

0,03133

3043

348

10,90

11,91

угла

Износ труб (отеч.)

0,0161

340

5,47

5,97

Итого с учетом износа для транспортировки в 2 конца

35,76

Всего на скважину

377,8

14.8

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

8.3 Оснастка талевой системы

Таблица 8.8 - Количество свечей поднимаемых на различных скоростях на конечной глубине

		Диаметр	Вес	№		Количество
Тип	Тип	Диаметр	наиболее	передачи	Грузоподъемность	Количество
Тип	Тип	талевого	наиболее	передачи	Грузоподъемность	поднимаемых
лебедки	оснастки	каната, мм	тяжелой	при	лебедки	свечей
		каната, мм	колонны, т	подъеме		свечей
			колонны, т	подъеме

				I	215	-
				II	111	-
ЛБУ22-720	5Х6	32	109,97	III	83	22
ЛБУ22-720	5Х6	32	109,97	IV	78	67
				IV	78	67
				V	41	30
				VI	27	16

Примечания:

1.Длина свечи 25 м

2.Допустимая скорость спуска бурильной колонны не более 1 м/с.

8.4Обоснование типа буровой установки

Всоответствии с требованиями п. 2.5.6 [13] выбор буровой установки в рамках рабочего проекта на строительство скважин должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра "Допускаемая нагрузка на крюке" выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 "Допускаемой нагрузки на крюке". Выбор должен производиться по большей из указанных нагрузок.

Всоответствии с "Заданием на проектирование группового рабочего проекта на строительство эксплуатационных скважин на Приобском месторождении», рекомендованы буровые установки:

-БУ-3000 ЭУК-1М грузоподъемностью 170 т;

-БУ-3200 ЭУК-2М, БУ-2900/200 ЭПК-БМ грузоподъемностью 200 т;

-БУ-4500/270 ЭК-БМ, IRI-1700/270Е грузоподъемностью 270 т.

При строительстве рассматриваемых скважин максимальный вес бурильной колонны составит

109,97	т (табл. 8.6.2), максимальный вес		обсадной колонны 87,2 т (табл. 9.6). В соответствие с
требованиями п. 2.5.6 [18] применяемые буровые установки должны иметь грузоподъемность, т:
	∙	по бурильной колонне не менее	(109,97+1,7+0,4):0,6=186,78;
	∙	по обсадной колонне не менее	87,2:0,9=96,9;
	∙	максимальная нагрузка на крюке при отрыве от забоя 126,46
		Вышеуказанным требованиям отвечает мобильные буровые установки: БУ-3200 ЭУК-2М, БУ-
2900/200 ЭПК-БМ грузоподъемностью 200 т и БУ-4500/270 ЭК-БМ, IRI-1700/270Е грузоподъемностью
270	т.

Для буровой установки БУ-3000 ЭУК-1М допускаемая нагрузка на крюке составляет 170 т. Определим максимальный вес бурильной и обсадной колонн для этой буровой установки:

∙	при подъеме (спуске) бурильных колонн, т:	Qдоп = 0,6×170=102;
∙	при спуске обсадных колонн, т:	Qдоп = 0,9×170 =153.

Так как бурение скважин на Приобском месторождении ведется в сложных горно-геологических условиях, для скважин с большим отходом в проекте рассматривается вариант БУ с верхним силовым приводом (ВСП), что дает ряд преимуществ:

1.уменьшение вероятности прихватов бурового инструмента (СВП позволяет в любой момент времени при СПО востановить циркуляцию бурового раствора и вращение бурильной колонны);

2.проработка (расширение) ствола скважины не только при спуске, но и при подъеме;

3.повышение точности проводки скважины при направленном бурении;

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.15
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

4.возможность вести наращивание свечой 28 м, а не однотрубками, что снижает число используемых соединений и, следовательно, уменьшает вероятность несчастных случаев и экономит время на наращивание труб;

5.облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений за счет вращения;

6.снижение вероятности выброса флюиди из скважины через бурильную колонну

7.обеспечение точного крутящего момента при свинчивании и докреплении резьб.

Втаблицах 8.6.2, 8.7.2, 8.12, 8.13 приведены проектные решения и расчеты для БУ с СВП.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.16
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

17.8

8.5 Режим промывки скважины

Исходные данные для расчета промывки скважины и результаты расчета приведены в таблицах 8.9-8.

Тип буровых насосов: УНБ-600 - 2 насоса

Таблица 8.9 - Исходные данные

Интервал, м							Режим работы бурового насоса					Суммарная
		Вид
от	до					коэфф.	диаметр	допусти-	кофф.	число	произво-
				Кол.								производи-
(верх)	(низ)	технологи-	Тип буровых			использования	цилиндро-	мое	наполне-	двой-	дитель-
				насо-								тельность
		ческой	насосов			гидравличес-	вых втулок.	давление,	ния	ных	ность,
				сов,	шт.							насосов в
		операции
						кой мощности	мм	МПа		ходов в	л/с	интервале, л/с
										мин.

Для БУ-3000 ЭУК-1М
0	30	бурение	УНБ-600	1		1,0	200	8,00	0,8	65	51	40,80

30	100	бурение	УНБ-600	2		1,0	140*140	18,00	0,8	65	46,6	37,28

100	243	бурение	УНБ-600	2		1,0	140*140	18,00	0,8	65	46,6	37,28

243	1393	бурение	УНБ-600	2		1,0	140*140	18,00	0,8	65	46,6	37,28

1393	1498	бурение	УНБ-600	1		1,0	150	15,20	0,8	65	27,5	22,00

1498	1812	бурение	УНБ-600	1		1,0	150	15,20	0,8	65	27,5	22,00

1812	2367	бурение	УНБ-600	1		1,0	150	15,20	0,8	65	27,5	22,00

2367	2818	бурение	УНБ-600	1		1,0	150	15,20	0,8	65	27,5	22,00

2818	2976	бурение	УНБ-600	1		1,0	150	15,20	0,8	65	27,5	22,00

2976	3028	бурение	УНБ-600	1		1,0	140	18,00	0,8	65	23,3	18,64

3028	3368	бурение	УНБ-600	1		1,0	150	15,20	0,8	65	27,5	22,00

Для БУ-4500/270 ЭК-БМ, БУ -3200 ЭУК2М
0	30	бурение	УНБТ-950	1		1,0	180	15,2	0,8	125	46,0	36,80

30	100	бурение	УНБТ-950	2		1,0	150*150	22,0	0,8	125	63,8	51,04

100	243	бурение	УНБТ-950	2		1,0	140*150	22,0	0,8	125	59,7	47,76

243	1393	бурение	УНБТ-950	2		1,0	140*140	25,6	0,8	125	55,6	44,48

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

18.8

Интервал, м							Режим работы бурового насоса					Суммарная
		Вид
от	до					коэфф.	диаметр	допусти-	кофф.	число	произво-
				Кол.								производи-
(верх)	(низ)	технологи-	Тип буровых			использования	цилиндро-	мое	наполне-	двой-	дитель-
				насо-								тельность
		ческой	насосов			гидравличес-	вых втулок.	давление,	ния	ных	ность,
				сов,	шт.							насосов в
		операции
						кой мощности	мм	МПа		ходов в	л/с	интервале, л/с
										мин.

1393	1498	бурение	УНБТ-950	1		1,0	160	19,2	0,8	125	36,4	29,12

1498	1812	бурение	УНБТ-950	1		1,0	150	22,0	0,8	125	31,9	25,52

1812	2367	бурение	УНБТ-950	1		1,0	150	22,0	0,8	125	31,9	25,52

2367	2818	бурение	УНБТ-950	1		1,0	150	22,0	0,8	125	31,9	25,52

2818	2976	бурение	УНБТ-950	1		1,0	150	22,0	0,8	125	31,9	25,52

2976	3028	бурение	УНБТ-950	1		1,0	150	22,0	0,8	125	31,9	25,52

3028	3368	бурение	УНБТ-950	1		1,0	150	22,0	0,8	125	31,9	25,52

Для БУ 2900/200ЭПК-БМ
0	30	бурение	НБТ-600	1		1,0	180	9,04	0,8	116	42,9	34,32

30	100	бурение	НБТ-600	2		1,0	130*130	17,12	0,8	116	44,6	35,68

100	243	бурение	НБТ-600	2		1,0	130*130	17,12	0,8	116	44,6	35,68

243	1393	бурение	НБТ-600	2		1,0	130*130	17,12	0,8	116	44,6	35,68

1393	1498	бурение	НБТ-600	1		1,0	140	14,72	0,8	116	25,9	20,72

1498	1812	бурение	НБТ-600	1		1,0	140	14,72	0,8	116	25,9	20,72

1812	2367	бурение	НБТ-600	1		1,0	140	14,72	0,8	116	25,9	20,72

2367	2818	бурение	НБТ-600	1		1,0	140	14,72	0,8	116	25,9	20,72

2818	2976	бурение	НБТ-600	1		1,0	140	14,72	0,8	116	25,9	20,72

2976	3028	бурение	НБТ-600	1		1,0	140	14,72	0,8	116	25,9	20,72

3028	3368	бурение	НБТ-600	1		1,0	140	14,72	0,8	116	25,9	20,72

Для IRI -1700/270Е
0	30	бурение	JDECO T-1300	1		1,0	178	16,5	0,8	95	37,5	30,0

30	100	бурение	JDECO T-1300	2		1,0	152*152	26,7	0,8	95	54,8	43,8

100	243	бурение	JDECO T-1300	2		1,0	152*152	26,7	0,8	95	54,8	43,8

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1 01-Б031													1 Том
	243	1393	бурение	JDECO T-1300	2	1,0	152*152	26,7	0,8	95	54,8	43,8
	Интервал, м						Режим работы бурового насоса					Суммарная
	от	до	Вид		Кол.	коэфф.	диаметр	допусти-	кофф.	число	произво-	производи-
	(верх)	(низ)	технологи-	Тип буровых	насо-	использования	цилиндро-	мое	наполне-	двой-	дитель-	тельность
			ческой	насосов	сов, шт.	гидравличес-	вых втулок.	давление,	ния	ных	ность,	насосов в
			операции
						кой мощности	мм	МПа		ходов в	л/с	интервале, л/с
										мин.


	1393	1498	бурение	JDECO T-1300	1	1,0	178	16,7	0,8	95	30,7	24,6

	1498	1812	бурение	JDECO T-1300	1	1,0	178	16,7	0,8	95	30,7	24,6

	1812	2367	бурение	JDECO T-1300	1	1,0	178	16,7	0,8	95	30,7	24,6

	2367	2818	бурение	JDECO T-1300	1	1,0	178	16,7	0,8	95	30,7	24,6

	2818	2976	бурение	JDECO T-1300	1	1,0	178	16,7	0,8	95	30,7	24,6

	2976	3028	бурение	JDECO T-1300	1	1,0	178	16,7	0,8	95	30,7	24,6	скважиныУглубление

Б00-00.031	3028	3368	бурение	JDECO T-1300	1	1,0	178	16,7	0,8	95	30,7	24,6

19.8

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031	1	0 - 30		1	200	40,80	8,00	2,57	2,83	1,92	-	0,65	0,25	0 - 0,01	0,00 - 0,00
	Таблица 8.10 - Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой без СВП
	№	Интервал,		Кол-во	Диаметры	Расход,	Допуст	Давление на насосах		Потери давления в элементах циркулярной системы, МПа
			м	насосо	втулок,	л/с	давление,	в начале	в конце	в	в	в	в УБТ	в трубах	в затрубье
				в	мм		МПа	интервала	интервала	долоте	турбобуре	манифольд
												е

	2	30 - 100		2	140*140	37,28	18,00	14,47	14,82	1,61	12,32	0,54	0,21	0 - 0,12	0,01 - 0,02
	2	30 - 100		2
	3	100	- 243	2	140*140	37,28	18,00	14,82	15,08	1,61	12,32	0,54	0,21	0,12 - 0,37	0,02 - 0,03
	3	100	- 243	2
	4	243 - 1393		2	140*140	37,28	18,00	14,97	16,92	1,61	12,32	0,54	0,21	0,26 - 2,08	0,04 - 0,16
	4	243 - 1393		2
	5	1393	- 1498	1	150	22,00	15,20	12,73	12,85	2,78	8,60	0,18	0,11	0,57 - 0,74	0,47 - 0,43
	5	1393	- 1498	1
	6	1498	- 1812	1	150	22,00	15,20	12,81	13,09	2,78	8,60	0,18	0,11	0,61 - 0,87	0,51 - 0,53
	6	1498	- 1812	1
	7	1812	- 2367	1	150	22,00	15,20	13,04	13,50	2,78	8,60	0,18	0,11	0,75 - 1,10	0,61 - 0,71
	7	1812	- 2367	1
Б031	8	2367	- 2818	1	150	22,00	15,20	13,45	13,83	2,78	8,60	0,18	0,11	0,98 - 1,29	0,79 - 0,86
	8	2367	- 2818	1
	9	2818	- 2976	1	150	22,00	15,20	13,78	13,95	2,78	8,60	0,18	0,11	1,17 - 1,35	0,93 - 0,91
.
00-00	10	2976	- 3028	1	140	18,64	18,00	12,26	12,33	2,21	8,06	0,15	0,09	0,98 - 1,09	0,78 - 0,73
					140	18,64	18,00	12,26	12,33	2,21	8,06	0,15	0,09	0,98 - 1,09	0,78 - 0,73

	11	3028	- 3368	1	150	22,00	15,20	13,02	13,35	3,08	7,12	0,20	0,13	1,39 - 1,68	1,10 - 1,14
	11	3028	- 3368	1

20.8

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

21.8

Таблица 8.11 - Гидравлические показатели промывки для буровых без СВП

№	Интервал,				Скорости потока жидкости, м/с			Градиент давления в	Плотность бурового	Частота
			м	в насадках	за	за УБТ	за буровыми	затр в конце инт	раствора,	вращения,
					турбобуром		трубами		г/см3	об/мин
1	0	- 30		53,47	-	0,46	-	1,167	1,16	80,0
2	30	- 100		61,86	2,03	1,31	0,85	1,178	1,16	122,7
3	100		- 243	70,77	2,32	1,50	0,97	1,170	1,16	712,3
4	243	- 1393		53,26	1,75	0,73	0,79	1,170	1,16	105,7
5	1393		- 1498	74,31	1,89	1,05	1,28	1,141	1,14	139,9
6	1498		- 1812	74,31	1,89	1,05	1,28	1,157	1,14	139,9
7	1812		- 2367	74,31	1,89	1,05	1,28	1,153	1,14	139,9
8	2367		- 2818	74,31	1,89	1,05	1,28	1,151	1,14	139,9
9	2818		- 2976	74,31	1,89	1,05	1,28	1,151	1,14	139,9
10	2976		- 3028	64,87	1,65	0,92	1,12	1,269	1,26	122,1
11	3028		- 3368	64,87	1,65	0,92	1,12	1,268	1,26	122,1

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

22.8

Таблица 8.12 - Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой с СВП

№	Интервал,		Кол-во	Диаметры	Расход,	Допуст	Давление на насосах		Потери давления в элементах циркулярной системы, МПа
		м	насосов	втулок,	л/с	давление,	в начале	в конце	в	в	в	в УБТ	в трубах	в затрубье
				мм		МПа	интервала	интервала	долоте	турбобуре	манифольде
1	0 - 30		1	200	40,80	8,00	2,57	5,57	1,92	-	0,65	0,31	1,76 - 1,97	0,64 - 0,72

2	30 - 100		2	140*140	37,28	18,00	12,20	12,75	2,57	8,76	0,87	0,33	0 - 0,19	0,02 - 0,03

3	100	- 243	2	140*140	37,28	18,00	9,71	11,09	3,37	5,21	1,13	0,43	0,28 - 0,88	0,04 - 0,07

4	243 - 1393		2	140*140	37,28	18,00	10,09	13,65	1,91	7,54	0,64	2,36	0 - 0,96	0,14 - 0,23

5	1393	- 1498	1	150	22,00	15,20	10,55	10,66	3,59	5,11	0,24	0,15	1,04 - 1,12	0,43 - 0,46

6	1498	- 1812	1	150	22,00	15,20	10,72	10,83	3,65	5,21	0,24	0,15	1,04 - 1,12	0,43 - 0,46

7	1812	- 2367	1	150	22,00	15,20	11,19	11,77	3,65	5,21	0,24	0,15	1,38 - 1,81	0,55 - 0,71

8	2367	- 2818	1	150	22,00	15,20	11,77	12,25	3,65	5,21	0,24	0,15	1,81 - 2,16	0,71 - 0,84

9	2818	- 2976	1	150	22,00	15,20	12,25	12,42	3,65	5,21	0,24	0,15	2,16 - 2,29	0,84 - 0,88

10	2976	- 3028	1	140	18,64	18,00	11,10	11,15	3,08	5,02	0,20	0,13	1,93 - 1,96	0,74 - 0,76

11	3028	- 3368	1	150	22,00	15,20	11,15	11,45	3,08	5,02	0,20	0,13	1,96 - 2,18	0,76 - 0,84

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

23.8

Таблица 8.13 - Гидравлические показатели промывки для буровых с СВП

№	Интервал,				Скорости потока жидкости, м/с			Градиент давления в	Плотность бурового	Частота
			м	в насадках	за	за УБТ	за буровыми	затр в конце инт	раствора,	вращения,
					турбобуром		трубами		г/см3	об/мин
1	0	- 30		53,47	-	0,46	-	1,167	1,16	80,0
2	30	- 100		61,86	2,03	1,31	0,85	1,178	1,16	122,7
3	100		- 243	70,77	2,32	1,50	0,97	1,170	1,16	712,3
4	243	- 1393		53,26	1,75	0,73	0,79	1,170	1,16	105,7
5	1393		- 1498	74,31	1,89	2,15	1,05	1,123	1,12	139,9
6	1498		- 1812	74,31	1,89	2,15	-	1,143	1,14	139,9
7	1812		- 2367	74,31	1,89	2,15	1,05	1,142	1,14	139,9
8	2367		- 2818	74,31	1,89	2,15	1,05	1,142	1,14	139,9
9	2818		- 2976	74,31	1,89	2,15	1,05	1,142	1,14	139,9
10	2976		- 3028	64,87	1,65	1,88	0,92	1,261	1,26	122,1
11	3028		- 3368	64,87	1,65	1,88	0,92	1,261	1,26	122,1

Расчеты произведены для бурового насоса УНБ-600 с нерегулируемым приводом, устанавливаемого на буровых БУ-3000ЭУК. Буровые установки « БУ 4500…» оснащены насосами УНБТ-950, « БУ 3200…» оснащены насосами УНБТ-950А, « БУ 2900/200…» оснащены насосами НБТ-600, IRI-1700/270 оснащены насосами JDECO model T-1300 HP, имеющими регулируемый привод позволяющий установить требуемую производительность.

1 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

8.6 Мероприятия по повышению качества вскрытия продуктивных пластов

При выборе способов бурения и типоразмеров долот, параметров бурового раствора, выборе скоростей спуска обсадных колонн, при расчете режимов промывки через обсадные трубы, выборе материалов и режимов цементирования эксплуатационных колонн учтены требования по повышению качества вскрытия продуктивных пластов.

Показатели плотности бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта определены в соответствии с п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03, фильтрация бурового раствора должна быть минимальной. Проходка продуктивной толщи осуществляется минимальным количеством долблений, для чего используются износостойкие лицензионные долота и рекомендуются импортные.

Режим углубления при бурении продуктивного пласта выбирается « щадящий», т.е. минимально возможной производительностью промывки, снижением скорости спуско-подъемных операций до 0,6-0,7 м/с, уменьшением гидродинамических нагрузок на продуктивный пласт при проведении различных технологических операций (наращивание, восстановление циркуляции и т.д.) до 1-2 МПа.

Основными мероприятиями по качеству вскрытия продуктивного пласта являются:

Параметры бурового раствора поддерживать в строгом соответствии с требованиями ГТН и настоящего проекта,

Запрещается превышение противодавления на продуктивные пласты свыше регламентного значения, Спуск бурильного инструмента в интервалах продуктивных пластов производить с пониженной

скоростью и промежуточными промывками, Не допускать остановок процесса бурения при вскрытии продуктивных пластов,

Снижение количества спуско-подъемных операций за счет применения высокостойких долот, что уменьшает величину циклических гидродинамических нагрузок на ствол скважины и, тем самым уменьшает глубину проникновения в пласт фильтрата бурового раствора.

При выборе способов бурения и типоразмеров долот, параметров бурового раствора, выборе скоростей спуска обсадных колонн, при расчете режимов промывки через обсадные трубы, выборе материалов и режимов цементирования эксплуатационной колонны учтены требования по повышению качества вскрытия продуктивных пластов.

Общим правилом должно быть стремление к уменьшению времени воздействия фильтрата на продуктивный пласт и уменьшение величины перепада давления (репрессии) на него. С этой целью особое внимание следует уделять выбору таких параметров режима бурения, которые обеспечивают прохождение интервала от кровли продуктивного пласта до глубины спуска обсадной колонны или пластоиспытателя с минимальным расходом долот. Для уменьшения непроизводительного и аварийного времени перед вскрытием пласта необходимо провести ревизию бурового оборудования, инструмента и противовыбросового оборудования, обеспечить буровую всем необходимым.

8.7 Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений

Основной причиной возникновения нефтегазоводопроявлений (НГВП) является дестабилизация гидродинамического равновесия в системе « пласт-скважина» под действием депрессии на напорные пласты.

Нефтегазоводопроявления в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия ПВО и дальнейшего глушения; в скважинах имеющих забой до 3500 м опасность обусловлена быстрым развитием процесса и трудностями раннего обнаружения проявлений.

Превышение забойного давления над пластовым практически не приводит к предвыбросовой ситуации. Тем не менее, поступление пластового флюида в скважину возможно вследствие капиллярных перетоков (пропитки), осмоса, поступления с выбуренной и обвалившейся породой, гравитационного замещения, диффузии газа, контракционного и фильтрационно-депрессионного эффектов. Все перечисленные выше процессы имеют место при длительных остановках в ходе ведения буровых работ.

Вцелях предупреждения нефтегазоводопроявлений предусмотреть следующие мероприятия:

1.На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, утвержденный главным инженером бурового предприятия.

2.С членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж по первоочередным действиям членов бригады при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.24
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

операций по предупреждению развития аварии с росписью в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

3.При бурении производить постоянный контроль за количеством закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, за уровнем бурового раствора в приемных емкостях, за изменением давления на насосах и на стояке в буровой при прочих равных условиях бурения, кроме того, необходимо учитывать технологические факторы процесса бурения - резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения, увеличение вращательного момента на роторе. Циркуляционная система должна быть укомплектована механизмами и сигнализацией в соответствии с РД 08-272-99. При наличии в буровом растворе повышенного содержания попутного

газа необходимо к очистной системе подключить дегазатор. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом поднятых труб более 0,5 м3 подъем прекратить и принять меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при нефтегазоводопроявлениях.

4.Производить замер плотности бурового раствора не реже одного раза в час, остальные параметры замерять 3-4 раза в смену с записью в журнале по глинистым растворам.

5.Следить за уровнем столба бурового раствора в скважине при технологических остановках и длительных простоях.

6.Не допускать снижения гидростатического давления на пласт за счет снижения плотности бурового раствора относительно проектной.

7.Не допускать поступления в циркулирующий буровой раствор жидкости имеющей меньшую плотность.

8.Не допускать снижения уровня бурового раствора в скважине (в результате поглощения бурового раствора или недолива скважины при подъеме бурильной колонны).

9.Не допускать депрессии на напорные пласты, возникающей при подъеме бурильного инструмента, усиливающейся за счет эффекта поршневания.

10.Стабилизировать буровой раствор, поддержание его свойства в соответствии с проектными значениями. Условная вязкость и СНС бурового раствора при вскрытии напорных пластов должны иметь минимально допустимые проектом значения, что бы обеспечить его полную дегазацию. Буровой раствор должен обладать максимально возможными в этом случае кольматирующими свойствами и низкой фильтрацией, обеспечивающими формирование тонкой, плотной фильтрационной корки на стенках скважины.

11.Обеспечить надежную работу противовыбросового оборудования и бесперебойную работу системы очистки бурового раствора, в т. ч. дегазатора.

12.При бурении скважин перед вскрытием газонефтеводоносных пластов (за 50-100 м, скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине.

13.Обеспечить механизацию процесса приготовления, утяжеления и обработки раствора.

14.Буровую укомплектовать приборами, необходимыми для определения параметров бурового раствора, в т.ч. контроля за содержанием газовой фазы (прибор ПГ-1У).

15.При подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия контролировать качество промывочной жидкости - по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин, по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистрировать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут.

16.На каждой из бурящихся скважин, готовящихся к вскрытию газовых пластов рекомендуется устанавливать газокаротажные станции.

Признаки начала нефтегазопроявлений следующие:

∙Повышение газосодержания в промывочной жидкости, выход на поверхность части (пачки) бурового раствора, насыщенного газом, нефтью или пластовой водой во время промывки,

∙Выделение газа из скважины, сопровождающееся « кипением» бурового раствора,

∙Перелив бурового раствора из скважины при прекращении циркуляции,

∙Увеличение уровня раствора в приемных емкостях,

∙Появление газа в циркулирующем через скважину буровом растворе по показаниям газокаротажной станции,

∙Несоответствие объема закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения,

∙Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора,

∙Снижение плотности бурового раствора,

∙Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения,

∙Увеличение вращающего момента на роторе,

∙Падение давления на насосах при прочих равных условиях их работы

∙Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках и простоях.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.25
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

Первоочередные действия вахты при НГВП

При появление признаков поступления пластового флюида в скважину вахта буровой бригады обязана действовать в соответствии с планом ликвидации аварий: загерметизировать устье скважины, информировать о случившемся руководство бурового предприятия, противофонтанную военизированную часть, заказчика работ. Приступить к заготовке и утяжелению раствора.

Все дальнейшие работы по скважине осуществлять по специально разработанному плану согласованному и утвержденному в установленном порядке.

Первоочередные действия вахты при возникновении открытого фонтана

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана:

1.Оповестить инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия о возникновении открытого фонтана.

2.Принять меры по предотвращению возгорания фонтанирующей струи и взрыва газа в местах его скопления, для чего устранить возможные источники огня:

∙заглушить двигатели внутреннего сгорания;

∙отключить силовые и осветительные линии электропитания;

∙потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи аварийной скважины;

∙прекратить в опасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование;

∙обесточить все соседние производственные объекты (трансформаторные будки, станки качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в аварийной зоне.

3.Перекрыть движение в опасной зоне, на прилегающих к ней проездных дорогах и территории, установить предупреждающие знаки и, если необходимо, посты охраны.

4.Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за её пределы.

5.При возможном перемещении опасной зоны к другим предприятиям или населённым пунктам принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

После спуска и цементирования кондуктора перед дальнейшим углублением скважины необходимо выполнить следующие мероприятия:

∙убедиться в качественном цементировании обсадных колонн, подъеме цементного раствора на проектную высоту, выполнить для этого комплекс геофизических исследований предусмотренный в геологической части проекта;

∙обвязать устье скважины противовыбросовым оборудованием, опрессовать его совместно с обсадной колонной;

∙разработать и утвердить в установленном порядке план ликвидации возможных аварий (НГВП), ознакомить с планом весь состав буровой бригады, план разместить вместе доступном каждому члену бригады;

∙разработать и утвердить график проведения учебных тревог по действию буровой бригады в случае нефтегазоводопроявления (периодичность проведения учебных тревог не реже 1 раза в месяц);

∙проверить обученность членов буровой бригады действиям по предупреждению и ликвидации НГВП. При необходимости провести дополнительное обучение. Произвести распределение обязанностей среди членов вахты в случае НГВП;

∙с членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж с регистрацией в журнале инструктажей по первоочередным действиям членов бригады в случае появления признаков нефтегазопроявлений, порядка проведения штатных мероприятий по предупреждению развития аварий;

∙составить и утвердить план работ по вскрытию нефтегазонапорных пластов привозможном поглощении бурового раствора. Назначить ответственных лиц из числа ИТР за безаварийность при бурении в данном интервале. Ознакомить с планом всех ответственных лиц с регистрацией в журнале инструктажей;

∙провести учебную тревогу по действию буровой бригады в случае НГВП;

∙провести ревизию бурового оборудования (насосной группы, гидромешалки, системы очистки бурового раствора - вибросита, гидроциклона, дегазатора); особое внимание обратить на исправность и работоспособность противовыбросового оборудования. Проверить работу контрольно-измерительных приборов (ГИВ-6; моментомер, манометров, а также приборов контроля параметров бурового раствора), при необходимости их заменить;

∙на буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером, геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность фиксации предельно допустимой разницы между объёмами доливаемого раствора и металла поднятых труб;

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.26
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

запасным. Кроме шаровых кранов на буровой иметь два обратных клапана, один является рабочим, второй резервный;

∙завезти на буровую необходимое количество минерализованной воды, химреагентов, наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка и т.д.) и другие необходимые для нормальной работы буровой материалы и запчасти;

∙оценить готовность объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую;

∙укомплектовать буровую пожарным инвентарем;

∙приемные емкости заполнить буровым раствором с параметрами согласно рабочего проекта;

∙скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине;

∙обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;

∙во время бурения следить за выходом циркуляции бурового раствора и уровнем в приемных емкостях, а также следить за показаниями манометров на стояке и в насосной;

∙при подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия контролировать качество промывочной жидкости - по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин, по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры два раза в смену. Результаты замеров регистрировать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут.;

∙при частичном поглощении бурового раствора в процессе бурения со вскрытыми нефтенапорными пластами и отсутствии проявлений бурильную колонну поднять в башмак последней обсадной колонны с доливом, загерметизировать устье скважины и приступить к обработке бурового раствора с вводом в него наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка, сломель, опилки и др,), Оптимальное суммарное количество вводимых в буровой раствор наполнителей изменяется от 0,5 до 3% по весу на объем;

∙после обработки раствора и ввода наполнителя проверить наличие проявления из скважины;

∙при наличии давления на устье скважины информировать руководство бурового предприятия, противофонтанную военизированную часть, заказчика работ. Все дальнейшие работы по скважине осуществлять по специально разработанному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке;

∙при отсутствии проявления спустить бурильную колонну на забой, применяя при этом мероприятия по ограничению гидродинамических нагрузок на поглощающие пласты, скважину промыть и продолжить углубление контролируя выход циркуляции бурового раствора; следить за величинами гидродинамических давлений возникающих в скважине с целью поддержания режима равновесия в системе « скважина поглощающий пласт» не допуская при этом снижения противодавления на проявляющие пласты;

∙подъем бурильной колонны из скважины допускается только в том случае, если параметры бурового раствора одинаковы по всему циркулирующему объему.

При спускоподъемных операциях контролировать соответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемого (вытесняемого) в скважину (из скважины) бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проекта.

Таблица 8.14

Диаметр трубы, мм	Объем раствора при подъеме свечей, м3
Диаметр трубы, мм	одной	пяти	десяти
	одной	пяти	десяти
127	0,085	0,425	0,850
178	0,463	2,314	4,628

∙если в процессе подъема бурильной колонны уровень в скважине не снижается, то подъем приостановить, восстановить циркуляцию бурового раствора, проверить наличие в нем газа или другого флюида, привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН;

∙если при подъеме бурильной колонны возникло предположение о наличии « сальника» на бурильных трубах, необходимо принять меры к его разрушению (провести промывку с вращением и расхаживанием инструмента);

∙запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневания скважины.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.27
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

Не допускать длительных остановок в процессе бурения скважины в случае вскрытых интервалов нефтегазоводопроявлений. При длительных простоях бурящейся скважины (более 15 сут) вскрытые газовые пласты изолировать цементными мостами.

Важное профилактическое мероприятие для предупреждения НГВП - практическая подготовка буровых бригад, строгая технологическая и трудовая дисциплина членов буровых вахт.

При всех отклонениях в процессе нормального бурения, перечисленных выше, остановить углубление скважины (спускоподъем бурильной колонны) поднять бурильную колонну от забоя на длину квадратной штанги, загерметизировать устье и приступить к ликвидации осложнений согласно плана.

При бурении скважин с возможностью возникновения ГНВП руководствоваться РД 08-254-98 « Инструкцией по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» и ПБ 08-624-03.

8.8 Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора

Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением производятся по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком и заказчиком c учетом ПБ 08-624-03 « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Скважину и вскрываемый поглощающий пласт следует рассматривать как единую гидродинамическую систему. Поглощение бурового раствора является следствием превышения давления в стволе скважины над давлением в пористом или трещиноватом пласте.

Гидродинамические давления, возникающие при спуске бурильных колонн, восстановлении циркуляции и промывке скважины, могут быть причиной гидроразрывов пластов и, следовательно, поглощений бурового раствора, а также гидроразрывов (гидропрорывов) уже закольматированной или изолированной зоны поглощения. Поэтому, регулирование гидродинамических давлений при бурении скважин является важным условием успешного прохождения зон поглощения.

Предупреждение и ликвидация поглощений бурового раствора в процессе строительства скважин осуществляется в следующей последовательности:

∙Прогнозирования зон поглощения,

∙Выполнения комплекса исследований зон поглощения,

∙Применение комплекса профилактических мероприятий (КПМ) по их предупреждению,

∙Использования забойных кольмататоров,

∙Намыва инертных наполнителей,

∙Использования технологии изоляции зон катастрофического поглощения специальными тампонажными смесями,

∙Применения специальных перекрывающих устройств.

В состав комплекса профилактических мероприятий по предупреждению поглощения бурового раствора входят следующие мероприятия:

∙регулирование физико-химических свойств бурового раствора и повышение его кольматирующей способности;

∙выбор способа бурения и компоновок бурильного инструмента;

∙ограничение скоростей спуска бурильного инструмента и механического бурения;

∙регулирование давления в скважине при восстановлении циркуляции и промежуточные промывки при спуске бурильного инструмента.

Комплекс профилактических мероприятий направлен на поддержание гидродинамических давлений в стволе скважины в режиме, близком к режиму минимальной репрессии в системе « скважина-пласт» в процессе бурения и выполнения различных технологических операций, а также на повышение кольматирующей способности бурового раствора.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.28
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

Таблица 8.15

	Категория зон поглощения, раскрытие поглощающих каналов
Характеристика зоны
Характеристика зоны	I категория	II категория	III категория
поглощения	мелкотрещиноватая и	среднетрещиноватая	крупнотрещиноватая
	пористая среда;	среда; раскрытие	и кавернозная среда;
	раскрытие до 5 мм	до 5-100 мм	раскрытие > 100 мм

Особенности всрытия и	циркуляция неполная,	нарушена циркуляция	внезапное полное
процесса разбуривания	неустойчивая.	бурового раствора.	прекращение
проницаемых пластов	Зачастую отсутствует	Возможны	циркуляции бурового
	совсем, периодически	кратковременные	раствора, прихваты и
	восстанавливаясь.	восстановления	затяжки бурильного
	Затяжки бурильного	циркуляции с частичным	инструмента
	инструмента	выходом бурового
	отсутствуют	раствора
Механическая скорость	увеличение в 3-4 раза	резкое увеличение	« провалы»
бурения	увеличение в 3-4 раза	резкое увеличение	« провалы»
Наличие и величина
« провалов» бурильного	до 0,3	От 0,3 до 0,5	От 0,5 до 5-7
инструмента
Превышение
динамического уровня
над статическим, м (при	> 50	10-50	< 10
производительности	> 50	10-50	< 10
производительности
бурового насоса
15-20 л/с)
Интенсивность
поглощения, м3/ч (при	до 30	30-120	120 и более
Р=0,1 МПа)
Наличие каверн,
увеличение диаметра	-	+	+
ствола скважины

Мероприятия по контролю и регулированию параметров бурового раствора

1.Решающее значение при ликвидации поглощений имеет плотность бурового раствора, При вскрытии зон поглощений необходимо ориентироваться на минимально-допустимую плотность бурового раствора.

2.За 100 м до вскрытия зоны поглощения на скважине провести подготовительные мероприятия, отрегулировать физико-химические свойства бурового раствора с учетом ниже приведенных рекомендаций.

3.С целью обеспечения минимума гидравлических потерь в затрубном пространстве и достаточной несущей способности бурового раствора установить следующие значения структурно-механических свойств:

∙СНС через 1 мин - (17-24) х 10-7 МПа;

∙СНС через 10 мин - (21 -58) х 10-7 МПа;

∙условная вязкость - 35-40 с.

Указанные параметры бурового раствора получают путем его химической обработки (с применением кальцинированной и каустической соды, КССБ-2М, КМЦ, ПАЦ-НВ, ПАЦ-ВВ, ГКЖ-1Ш).

В зависимости от содержания активной (глинистой) фазы установить первоначальные параметры бурового раствора:

∙структурная вязкость в диапазоне - (3,7-6,3) х 10-3 Па-С;

∙динамическое напряжение сдвига - (1,5-8,3) х 10-7 МПа.

4.Плотность бурового раствора поддерживать в соответствие с проектом. Плотность рассчитана с учетом горно-геологических особенностей и из условия бурения скважины в режиме минимально допустимой репрессии при выполнении различных технологических операций (бурение, промывка, СПО и др.).

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.29
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

5.С учетом обеспечения долива (в объеме поднятых бурильных труб) скважины во время подъема инструмента устанавливается величина репрессии на зону поглощения по интервалам: 0-1200 м - 10%; более 1200 м - 5% от величины пластового давления вышележащих нефтеводонапорных пластов согласно ПБ 08-624-03 п, 2.7.3.3.

6.Показатель фильтрации бурового раствора при бурении в зонах поглощения выбирается с учетом геологических условий и должен быть не более 8-12 см3/ 30 мин.

Мероприятия по регулированию гидродинамического давления в скважине

Перед вскрытием и в процессе прохождения зоны поглощения установить ограничения на параметры процесса бурения, которые позволят поддерживать гидродинамические давления в системе « скважина-пласт» в режиме минимальной репрессии.

При наличии возможных зон поглощений бурового раствора средняя скорость спуска бурильного инструмента следующая по интервалам:

∙0 - 1000 м – 2 м/с;

∙1000 – 1500 м – 1,5 м/с;

∙1500 – 2000 м – 1 м/с;

∙2000 – 3500 м – 0,7 м/с.

Перемещение бурильного инструмента вниз с работающим насосом производится со скоростью 0,1 м/с с целью недопущения высоких значений мгновенного расхода промывочной жидкости в кольцевом пространстве.

Параметры бурового раствора должны поддерживаться в соответствие с проектом на бурение скважины.

Расход бурового раствора следует поддерживать на минимально допустимом уровне. Он должен быть для скважин диаметром 295,3 мм - 18-20 л/с; 215,9 мм - 8-10 л/с.

Бурение должно осуществляться роторным способом долотами с центральной промывкой или гидромониторными без насадок,

При частичном поглощении интенсивностью до 10-15 м3/ч рекомендуется производить в процессе спуска бурильной компоновки промежуточные промывки в течение 5-10 мин. Первую промывку провести в башмаке последней обсадной колонны, последующие через 500 м, последнюю за 300-500 м от кровли зоны поглощения.

При поглощении более 15 м3/ч в процессе спуска бурильной компоновки рекомендуется для разрушения структуры бурового раствора вращать колонну ротором в течение 5-7 мин на перечисленных выше глубинах.

Восстановление циркуляции осуществлять одним насосом при постепенном перемещении бурильного инструмента вверх. Перед пуском бурового насоса бурильный инструмент вращать ротором в течение 3-5 мин с целью разрушения структуры бурового раствора.

Перемещение бурильного инструмента вниз с работающим насосом (например, после

наращивания)	производится со скоростью 0,1 м/с с целью недопущения высоких	значений
« мгновенного»	расхода бурового раствора в кольцевом пространстве (« мгновенный»	расход -

количество раствора, подаваемого буровым насосом и вытесняемого бурильным инструментом при спуске в единицу времени).

Мероприятия по повышению кольматирующей способности бурового раствора

Если во время прохождения зоны возникло частичное поглощение, технологической службе бурового подрядчика установить параметры процесса бурения, которые позволяют повысить кольматирующую способность бурового раствора.

В соответствии с планом по ликвидации возможных поглощений бурового раствора буровая, перед вскрытием зон поглощений, должна быть обеспечена необходимым оборудованием, а также необходимыми наполнителями и химреагентами, количество и соотношение которых определяется интенсивностью поглощения по опыту бурения скважин на данной площади.

За 100 м до вскрытия зоны поглощения необходимо иметь на скважине минимальный запас следующих наполнителей и химреагентов:

∙кордное волокно – 10 тонн;

∙бентонитовый глинопорошок – 30 тонн;

∙сода кальцинированная – 3 тонны;

∙КССБ (сухая) – 3 тонны;

∙сода каустическая – 0,5 тонны;

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.30
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

∙графит – 2,5 тонны;

∙КМЦ-500 (600) – 0,5 тонн

Лучшей кольматирующей способностью обладают комбинированные составы: например, резиновая крошка, кордное волокно, целлофановая стружка и др.

Соотношения между компонентами и фракционный состав установить исходя из интенсивности поглощения.

При интенсивности поглощении раствора более 50% увеличить содержание в растворе крупного наполнителя.

С целью поддержания оптимальных значений физико-химических и реологических характеристик бурового раствора, обеспечения рационального, с точки зрения кольматирующей способности, фракционного состава выбуренной породы (размер частиц до 0,007 м), механическую скорость бурения в зонах поглощения ограничить 4 м/ч.

Оптимальное суммарное количество вводимых в буровой раствор наполнителей изменяется от 0,5 до 5% по весу на объем в зависимости от типа наполнителей и интенсивности поглощения. Максимальное количество наполнителей должно ограничиваться нормальной работой буровых насосов.

Ввод наполнителей осуществляется в заготовленный буровой раствор через гидромешалку, гидравлическую воронку или приемную емкость бурового насоса, оборудованную механическими перемешивателями.

На время бурения с наполнителем систему очистки буровых растворов отключают от системы циркуляции.

Бурение с наполнителем с одной стороны повышает кольматирующую способность бурового раствора, с другой - бурение без очистки приводит к быстрому нарастанию плотности последнего, Компромиссные решения устанавливаются из опыта бурения на каждой конкретной скважине.

Если по прогнозным данным ожидается частичное поглощение, то целесообразно бурение с вводом наполнителя.

При малой интенсивности поглощения (менее 4-5 м /ч), более эффективно бурение с вводом мелкодисперсного наполнителя (например, сломеля крупностью 0,1- 0,8 мм).

Углубление скважины без ввода наполнителя, но с выполнением других профилактических мероприятий допускается только в случае:

∙бурение под перекрыватель;

∙расширение в интервале установки перекрывателя.

Выбор способов ликвидации поглощений бурового раствора

При выборе способов ликвидации поглощений необходимо руководствоваться следующими критериями:

∙обеспечение качественного цементирования скважины за счет надежной изоляции зон поглощения;

∙обеспечение минимальных затрат времени и средств на углубление ствола скважины в зоне осложнений;

∙выбор способов ликвидации поглощений осуществляют с учетом категории зоны поглощения, устанавливаемой в ходе конкретных исследований, а также данных прогнозирования и наблюдений буровой бригады.

Зона поглощения I категории

Работы ведутся по одной из следующих схем:

Схема 1. Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществлять с использованием комплекса профилактических мероприятий.

Схема 2. Вскрытие и бурение отдельных проницаемых интервалов осуществлять с использованием гидромониторной кольматации проницаемых пород.

Схема 3. Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на основе бурового раствора и наполнителей в объеме гидромешалки 40 м3 при интенсивности поглощения более 10м /ч.

Схема 4. Закачка цементного или бентонитового раствора в объеме до 15 м3 с добавкой мелкодисперсных наполнителей, а также закачка вязкоупругих составов.

Примечание - При неполучении результата по схемам 1-4 последующие работы проводятся по схемам 3-4 для зон II категории.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.31
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

Зона поглощения II категории

Схема 1. Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществлять с использованием КПМ. В случае исчезновения циркуляции бурового раствора приступить к работам по схеме 2.

Схема 2. Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на основе бурового раствора и наполнителей в объеме одной-двух гидромешалок.

Схема 3. Намыв наполнителей в зону поглощения.

Схема 4. Закачка в зону поглощения специальных тампонажных смесей, до 3-х заливок.*

Примечание - При неполучении результатов по схемам 1-4 последующие работы проводятся по схемам 5-6 для зон III категории.

Зона поглощения III категории

Схема 1. Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществлять с использованием КПМ.

Схема 2. Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на основе бурового раствора и наполнителей в объеме двух гидромешалок.

Схема 3. Намыв наполнителей в зону поглощения.

Схема 4. Закачка в зону поглощения специальных тампонажных смесей, до 3-х заливок.*

Схема 5. Бурение в зоне поглощения с « плавающим» столбом бурового раствора для последующего перекрытия поглощающего интервала « хвостовиком» или обсадной колонной.

Схема 6. Перекрытие поглощающего интервала профильным перекрывателем ОЛКС-216-Р.

*Дальнейшие работы ведутся по специально разработанному плану согласованному с Заказчиком и проектной организацией.

Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса

Применяемые технические средства и материалы должны отвечать « Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и РД 39-133-94 « Инструкции по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше»

1.Серийно выпускаемое и поставляемое в комплекте с буровой установкой оборудование для приготовления и очистки бурового раствора.

2.Насосно-бустерная установка.

3.Основные материалы, применяемые в качестве наполнителей:

∙кордное волокно (ТУ 39-190-75);

∙резиновая крошка (ТУ 39-04-009-77);

∙целлофановая стружка;

∙сломель;

∙древесные опилки.

4.Профильный перекрыватель ОЛКС-216-С.

Работы по изоляции зон поглощений выполнять в соответствие с требованием:

∙ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

∙РД 39-2-684-82 Инструкция по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин.

8.9 Предупреждение обвалов пород

Меры по предупреждению обвалов, в основном, сводятся к регулированию свойств бурового раствора, приведение его в соответствие с проектом и креплению неустойчивых пород цементными заливками, а также обсадными колоннами.

Конструкцией скважины предусмотрено своевременное перекрытие обсадными колоннами интервалов неустойчивых горных пород склонных к осыпям и обвалам.

Снизить время контакта бурового раствора с отложениями неустойчивых горных пород путем исключения непроизводительных затраты времени (аварий, простоев).

Вслучае осложнения ствола скважины предусмотреть перед каждым подъемом бурильного инструмента прокачку через забой скважины порции вязкого бурового раствора объемом 5-6 м3, с вязкостью повышенной до 60-80 с.

Вслучае если нарушения в технологии строительства скважины привели к осыпям и обвалам неустойчивых пород, то наряду с вышеперечисленными мероприятиями провести укрепляющие

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.32
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

цементные заливки осложненных интервалов. Количество заливок - до 3-х заливок. В случае отсутствия положительного результата дальнейшие работы ведутся по дополнительному плану, согласованному с проектной организацией и Заказчиком.

8.10 Мероприятия по предупреждению прихватов при прохождении прихватоопасных зон

Для предотвращения прихватов и прилипания бурильного инструмента при строительстве скважин применить следующий комплекс мероприятий:

1.Исключить непроизводительные затраты времени при строительстве скважин (аварии, простои).

2.В случае длительных остановок в процессе бурения ствол скважины проработать, особое внимание уделить интервалам залегания неустойчивых горных пород.

3.Параметры бурового раствора поддерживать в соответствии с проектными значениями, Соблюдать рецептуры приготовления раствора.

4.Плотность бурового раствора должна исключать превышение избыточного давления на пласт не более, чем это установлено нормами, для чего геологическая служба должна прогнозировать пластовое давление с наибольшей точностью.

5.Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных добавок. Рекомендуется в буровом растворе содержание смазочной добавки 1% графита.

6.Обеспечить устойчивую работу буровых насосов, режим промывки.

7.Обеспечить устойчивую работу системы очистки бурового раствора.

Впроцессе бурения следить за выносом шлама при прекращении или уменьшении выноса шлама остановить бурение и промыть скважину в течение не менее 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента.

При спуске инструмента перед прихватоопасной зоной проверяют роторную цепь, лебедку, насосы, воздухопроводы.

Запрещается оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильно пористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов. Не оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола более чем на 10 мин.

В компоновку низа бурильной колонны рекомендуется включать элементы, обеспечивающие наименьшую площадь контакта со стенками скважины. Такими являются противоприхватные опоры. Противоприхватные опоры (тип Д по ГОСТ 6365-74) рекомендуется размещать на участках бурильной колонны, находящихся в прихватоопасной зоне - напротив проницаемых пород. В качестве противоприхватных опор используют стабилизаторы и центраторы, диаметр которых на 5-10 мм меньше диаметра долота.

При СПО не допускать « посадок» бурильного инструмента более 5 т, « затяжек» более 10 т. Интервалы « посадок» и « затяжек» проработать.

Вести журнал наработки комплекта бурильных труб. Своевременно выполнять ревизию забойных двигателей, бурильного инструмента.

Элементы низа бурильной колонны не должны иметь сварочных поясов и острых кромок, приводящих к разрушению фильтрационной корки на стенках скважины.

После окончания каждого долбления промыть ствол скважины в течение 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента на максимальную длину.

При бурении обеспечить расход промывочной жидкости, позволяющий формироваться турбулентному режиму потока в затрубном пространстве.

Бурильную колонну необходимо опрессовать в сроки, установленные проектом или руководством бурового предприятия.

В случае необходимости (при согласовании с технологической службой бурового подрядчика) допускается до полной отработки долота производить профилактический подъем-спуск бурильного инструмента.

С целью предупреждения желобообразования в скважине при изменении направления ее оси необходимо применять резиновые кольца для бурильных труб, ГОСТ 6365-74. Наружный диаметр резинового кольца, одетого на трубу, существенно больше бурильного замка. При сработке резиновых колец до диаметра замка их меняют на новые (Инструкция по предупреждению аварий и снижению аварийности при бурении и КРС).

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.33
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

Исключить падение в скважину с устья посторонних предметов.

Примечание - прихватообразными зонами являются интервалы где залегают высокопроницаемые породы (пласты с низкими пластовыми давлениями, интервалы зон поглощения), зоны склонные к обвалам, где в процессе бурения может образоваться толстая глинистая корка и увеличивается возможность прилипания бурильной колонны (особенно УБТ) к стенке скважины. В данном проекте такими зонами являются интервалы склонные к обвалам и поглощениям.

8.11 Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций, возникающих при бурении наклонно-направленных скважин

Выбор профиля скважины

При проектировании наклонно-направленных скважин необходимо учитывать:

∙геологические особенности месторождений;

∙основные закономерности искривления ствола скважин при бурении с отклонителем и без

него;

∙сетку разработки месторождения и траектории ранее пробуренных скважин.

Профиль ствола скважины должен удовлетворять следующим основным требованиям:

∙Проектный профиль должен быть выполнен имеющимся оборудованием.

∙Интенсивность искривления ствола скважины выбирается такой, при которой обеспечиваются минимально возможные сопротивления при спускоподъемных операциях в процессе бурения, что способствует меньшей вероятности желобообразований и осложнений.

∙Возможность вращения бурильной колонны в процессе бурения с сохранением ее прочностных характеристик.

∙Осуществление спуска колонны или « хвостовика» за один прием, а цементирования, в зависимости от условий, в один или несколько приемов.

∙Сохранение герметичности резьбовых соединений обсадной колонны в процессе спуска и длительной эксплуатации.

∙Достижение заданного смещения точки входа в продуктивный пласт и прохождение ствола скважины под заданным углом в продуктивном пласте.

∙Предусматривать возможность проведения исправительных работ.

∙Обеспечить минимум затрат на бурение и заканчивание скважин.

∙Обеспечение минимального количества рейсов с отклонителем.

∙Учитывать закономерности искривления ствола скважин в отдельных интервалах профиля.

Для бурения проектируемой скважины выбран пятиинтервальный профиль, состоящий из:

∙вертикального участка;

∙интервал набора зенитного угла 520 ;

∙интервала стабилизации наклона ствола скважины;

∙участка естественного или регулируемого снижения зенитного угла.

Требования к элементам профиля, компоновкам низа бурильной колонны и технологии бурения,

Бурение вертикального участка.

Минимальная глубина вертикального участка определяется глубиной спуска направления (кондуктора) и должна быть не менее 30 м.

Максимальная глубина вертикального участка определяется возможностью набора и сохранения зенитного угла не менее 60 в интервале бурения под кондуктор или техническую колонну.

Конкретные значения глубины вертикального участка для каждой скважины куста выбираются в указанных пределах, исходя из условий предотвращения встречи (пересечения) стволов скважин.

Способ бурения вертикального участка определяется сложностью разреза, В условиях отсутствия зон поглощения и интенсивных обвалов (в виде плывунов) рекомендуется применение роторного способа бурения, в остальных случаях - турбинный способ.

Ориентирование отклоняющих компоновок.

Контроль пространственного положения отклонителя в скважине и проведение инклинометрических измерений в процессе бурения осуществляется при помощи телеметрических систем с кабельным или гидравлическим каналами, выпускаемых отечественной промышленностью.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.34
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

Буровой раствор.

С целью снижения потерь на трение в интервалах бурения искривленного и горизонтального участков в буровой раствор вводятся смазывающие добавки в количестве превышающем в 2 раза норму расхода на 1 м проходки, принятую для данного месторождения типовым проектом на строительство наклонно направленных скважин.

Режим бурения.

Нагрузка на долото выбирается в зависимости от типоразмера применяемого долота и твердости пород, согласно проекту. Расход промывочной жидкости в интервале бурения под эксплуатационную колонну-25-30 л/c.

Перед каждым наращиванием необходимо прорабатывать ствол скважины на длину ведущей трубы не менее 2-3 раз. Скорость проработки должна не менее чем в 2-3 раза превышать скорость проходки.

После окончания каждого долбления скважина промывается в течении 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента на максимальную длину. Расход промывочной жидкости должен быть максимально возможным для создания турбулентного режима потока в затрубном пространстве.

В процессе бурения осуществляется постоянный контроль за выносом шлама. При прекращении или уменьшении выноса шлама бурение останавливается, а скважина промывается с одновременным расхаживанием инструмента в течении не менее 1 цикла.

При СПО компоновок не допускается « посадок» инструмента более 5 т и « затяжек» более 10 т. Места посадок прорабатываются со скоростью в 2-3 раза больше механической скорости бурения этого интервала.

Проведение геофизических работ.

Геофизические работы на участках ствола с углом наклона до 55°, позволяющим транспортирование геофизических приборов под действием их собственного веса производить аналогично работам, выполняемым при бурении вертикальных и наклонно направленных скважин.

При достижении угла наклона ствола скважины более 55° для проведения каротажных работ необходимо использовать приспособление для продвижения геофизических приборов, предназначенное для принудительного продвижения приборов внутри бурильной колонны потоком промывочной жидкости, прокачиваемой буровым насосом. Измерение производится внутри бурильных труб при подъеме прибора каротажной лебедкой.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.35
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Углубление скважины

8.12 Мероприятия при строительстве скважин в зоне многолетнемерзлых пород (ММП)

Основные мероприятия:

1Бурение скважины будет осуществляться с площадки с однотипными параметрами ММП.

2Отсыпка кустов осуществляется без нарушения поверхностного покрова почвы, в результате обеспечивается недопущение растепления и усадки горных пород под буровым оборудованием.

3Проектом предусмотрена надежная конструкция скважины, обеспечивающая сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации скважины:

∙направление (вертикальное) спускается до глубины 30 м, диаметр колонны 324 мм, цемент до устья – перекрывает интервал залегания первого слоя ММП;

∙кондуктор спускается до глубины 1393 м, диаметр колонны 245 мм, цемент до устья – перекрывает всю толщу ММП;

∙эксплуатационная колонна спускается до глубины 3368 м, диаметр колонны 146 мм, цементируется до глубины 1243 м.

4Бурение скважины в интервале ММП предусматривается с промывкой забоя только специальными полимерными буровыми растворами с регламентированной фильтрацией и ингибирующими свойствами

кглинистым породам, являющихся основной частью ММП и не допускающие разупрочнения пород в пористой зоне.

5Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур с ускорителем схватывания – хлористый кальций.

6Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8-100С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под данную колонну.

7При цементировании обсадных колонн применять незамерзающие буферные жидкости;

8При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости. в том числе.

9В случае падения температуры до опасных значений необходимо обеспечить периодические прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости. Наличие на буровой ППУ.

10Работы по вызову притока могут быть начаты только после обследования состояния скважины глубинными приборами (термометром, манометром), для установления проходимости по всему стволу и прогрева крепи в интервале ММП прокачкой подогретой жидкости через НКТ.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	8.36
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Крепление скважины

9 Крепление скважины

9.1 Обсадные колонны

Расчет обсадных колонн проектируемых скважин выполнен в соответствии с « Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», « Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность».

Расчет кондуктора 245 мм, спускаемого на 1393 м, и оборудуемого ПВО, производится на:

∙наружное избыточное давление в момент окончания цементирования;

∙наружное избыточное давление при нефтегазопроявлении напорных пластов из условия полного замещения столба бурового раствора пластовым флюидом;

∙внутреннее избыточное давление в момент опрессовки кондуктора совместно с ПВО;

∙растягивающую нагрузку от собственного веса.

Расчет эксплуатационной колонны 146мм, спускаемой на 3368 м производится на:

∙наружное избыточное давление в момент окончания цементирования;

∙наружное избыточное давление в момент окончания эксплуатации скважины;

∙внутреннее избыточное давление в момент опрессовки колонны;

∙внутреннее избыточное давление в момент ликвидации нефтепроявления;

∙растягивающую нагрузку от собственного веса;

∙натяжение колонны при подвеске в колонной головке.

Расчет избыточных давлений произведен по методике изложенной в « Инструкции по расчету обсадных колонн» Москва 1997 г.

Избыточное наружное давление определяем как разность между наружным и внутренним давлениями на поздней стадии эксплуатации, В момент окончания эксплуатации расчет производится по формулам 2.18-2.23 п. 2.11 стр. 14 « Инструкции по расчету обсадных колонн».

Избыточные внутренние давления определяем как разность между внутренним и наружным давлением при опрессовке колонны. При испытании колонны методом опрессовки расчет производится по формулам 2.28-2.32 п. 2.7 1 стр. 16-17 « Инструкции по расчету обсадных колонн».

На рисунках 9.1-9.2 приведены эпюры наружных и внутренних избыточных давлений, построенные по результатам расчетов. В таблице 9.4 приведены параметры обсадных колонн.

Расчет параметров обсадной колонны произведен для двух вариантов:

∙традиционный расчет (освоение с ГРП - с использованием НКТ и пакера) давление опрессовки на устье скважины при испытании на герметичность (21 МПа нагнетательные и 12,5 МПа эксплуатационные)

∙расчет параметров обсадной колонны для проведения ГРП по межколонному пространству

∙(давление опрессовки на устье скважины при испытании на герметичность 35,0 МПа).

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	9.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Крепление скважины

Исходные данные для расчета обсадных колонн
№ п/п	Наименование		Кондуктор	Эксплуатационная
1	Расстояние по вертикали от устья скважины, м:
	∙	добашмака колонны	1130	2730
	∙	добашмака предыдущей колонны	30	1130
	∙	доуровня тампонажного раствора (высота	0	1008
		подъёма тампонажного раствора за обсадной	0	1008
		колонной)
	∙ доуровня жидкости в колонне (глубина		0	2300
		снижения уровня в обсадной колонне)	0	2300
	∙	докровли продуктивного пласта	-	2400
				2450
				2550

2Расстояние по стволу от устья скважины, м:

∙добашмака колонны

∙докровли продуктивного пласта

3Интервал цементирования облегчённым цементным раствором до глубины (по вертикали),

4Плотность, г/см3:

∙продавочнойжидкости

∙испытательнойжидкости (при опрессовке обсадной колонны)

∙жидкостиза колонной

∙буровогораствора за колонной

∙цементногораствора за колонной

∙облегчённогоцементного раствора за колонной

∙жидкостив колонне (в процессе испытания или эксплуатации скважины)

∙пластовая вода при ППД

5Давление, МПа:

∙давлениена кровле продуктивного пласта

1393 3368

-3028

3080,4

3184

2250

1,16	1,26
1,16	1,00

1,10 1,10

-1,26

1,60*	1,92
1,5	1,5
	0,755

1,16

	∙ давлениеопрессовки на устье скважины при			12,5
		испытании обсадной колонны на герметичность	12,1	(21/35*)
	∙ давление нагнетания для ППД		-	19,0
6	Типоразмеры обсадных труб :
	∙	наружныйдиаметр	245	146
	∙	типрезьбы (по основному варианту)	ОТТМА	ОТТМА
7	Нормативные коэффициенты запаса прочности:
	∙ нанаружное избыточное давление (в зоне		1,0	1,3
	∙	эксплуатационного объекта)	1,15	1,15
	∙	навнутреннее избыточное давление	1,15	1,15

Примечания:

1.* Средняя плотность тампонажного раствора за кондуктором.

2.** Давление опрессовки на устье скважины для обсадных колонн нагнетательных скважин

3.*** Давление опрессовки на устье скважины для обсадных колонн для ГРП по межколонному пространству

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	9.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

3.9

Таблица 9.1 - Способы расчета наружных давлений и опрессовки обсадных колонн

Номер	Наименование		Признаки: ДА, НЕТ		Опрессовочный агент		Рекомендуемая
колонны	колонны						глубина установки
		допустима	рекомендуется ли вести расчет		краткое название,	плотность (для
в							пакеров для
		ли	наружного давления по		тип, шифр	газообразного агента
порядке							опрессовки (сверху
		поэтапная	пластовому	столбу бурового	(буровой раствор,	- относительно
спуска							вниз), м
		опрессовка	давлению	раствора	инертный газ и	воздуха), г/см3
					т.д.)
1	Направление	гидравлическому испытанию не подвергается

2	Кондуктор	нет	да	нет	буровой раствор	1,16	пакер не
							предусмотрен

3	Эксплуатационная	нет	да	нет	техническая вода	1,02	пакер не
	колонна						предусмотрен

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

Том 1		Крепление скважины
Таблица 9.2 - Распределение избыточных давлений по длине колонны

			Распределение избыточных давлений по длине
		Номер		раздельно спускаемой части колонны
		Номер
Номер		раздельно
Номер		раздельно
колонны	Название	спускаемой	глубина, м			наружное,			внутреннее,
в	Название	части				кгс/см2			кгс/см2
в	колонны	части				кгс/см2			кгс/см2
порядке	колонны	колонны в
порядке		колонны в
спуска		порядке
		спуска	от		до	от		до	от (верх)	до
			(верх)		(низ)	(верх)	(низ)		от (верх)	(низ)
			(верх)		(низ)	(верх)	(низ)			(низ)

		традиционный расчет

1	Кондуктор	1	0		1393	0		77,97	91,80	98,58
2	Э/К		0		1243	0		123,5	210,0	186,5
			0		1243	0		123,5	210,0	186,5
			1243		2923	123,5		268,7	186,5	175,9
			2923		2038	268,7		272,5	175,9	174,8
			3028		3080	272,5		278,7	174,8	169,9
			3080		3184	278,7		281,1	169,9	170,1
			3184		3368	281,1		267,5	170,1	188,5
		при ГРП по межколонному пространству

1	Кондуктор	1	0		1393	0		77,97	91,80	98,58
2	Э/К		0		1243	0		127,0	350,0	325,8
			0		1243	0		127,0	350,0	325,8
			1243		2923	127,0		269,1	325,8	457,6
			2923		2038	269,1		272,5	457,6	467,8
			3028		3080	272,5		278,7	467,8	472,9
			3080		3184	278,7		281,1	472,9	483,1
			3184		3368	281,1		267,5	483,1	501,5

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	9.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050
doc.1 01-Б031	СамараНИПИнефть	245мм		91.80
				120
				100								98.58
				100
		колонны	/см2	80								77.97
		для										77.97
	Б00-00.031	для		6040
	Б00-00.031	давленийизбыточных	,Давлениекгс	6040									а
													а
													в
		Эпюры		20
				0	0.00								Глубина, м
				0	0	200	400	600	800	1000	1200	1400	Глубина, м
							а – наружное избыточное давление; в –внутреннее избыточное давление

Рисунок 9.1 – Эпюры избыточных давлений для колонны 245 мм

5.9

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050
doc.1 01-Б031	СамараНИПИнефть	146мм	250300						278,7	281,1
									268,7	267,5
									272,5	267,5
	Б00-00.031	колонныдлядавленийизбыточных 2/,смкгсДавление	200150100						272,5
	Б00-00.031	колонныдлядавленийизбыточных 2/,смкгсДавление	200150100		210,0
					210,0
						186,5			175,9174,8	188,5
						186,5
									169,9	170,1	б
											б
											в
						123,5
		Эпюры	50
					0						, м
			0		0						Глубина
			0	0	500	1000	1500	2000	2500	3000	Глубина
		б – Наружные избыточные давления

в – Внутренние избыточные давления

.9	Рисунок 9.2 – Эпюры избыточных давлений для колонны 146 мм (традиционный расчет)
6

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050
doc.1 01-Б031	СамараНИПИнефть	146ммколонны	500400 600						483.1	501.5
									483.1	501.5
									467.8472.9
									457.6
		давленийизбыточныхдля Давление, кгс/см2	350.0
	Б00-00.031		300200			325.8
	Б00-00.031		300200						281.1		б
											б
										267.5	в
									269.1272.5278.7
		Эпюры	100			127.0
		Эпюры	100
											м
			0	0							Глубина,
			0	0	500	1000	1500	2000	2500	3000	Глубина,
		б – Наружные избыточные давления

в – Внутренние избыточные давления

7.9	Рисунок 9.3 – Эпюры избыточных давлений для колонны 146 мм (при ГРП по межколонному пространству)

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

Таблица 9.3 - Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб						1 Том
Таблица 9.3 - Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб

	Характеристика обсадных труб				Рекомендуется к
	Характеристика обсадных труб				использованию (ДА,

наружный диаметр, мм	производство:	условный код типа	марка (группа	толщина стенки,
наружный диаметр, мм	производство:	условный код типа	марка (группа	толщина стенки,	НЕТ)
	отечественное,	соединения	прочности труб)	мм	НЕТ)
	отечественное,	соединения	прочности труб)	мм
	импортное

		традиционный расчет

324	отечественное	НОРМКБ	Д	8,5	да
		НОРМКБ

245	отечественное	ОТТМА (Батресс)	Д	7,9	да

146	отечественное	ОТТМА (Батресс, ВТС,	Е	8,5	да
	отечественное	ВМЗ)			да
		ВМЗ)
	отечественное	ОТТМА (Батресс, ВТС,	Д	7,7	да
	отечественное	ВМЗ)
		ВМЗ)
	отечественное	ОТТМА (Батресс, ВТС,	Д	7,0	да	Крепление
		ВМЗ)				Крепление


		при ГРП по межколонному пространству
						скважины
324	отечественное	НОРМКБ	Д	8,5	да	скважины
324	отечественное		Д	8,5	да


245	отечественное	ОТТМА (Батресс)	Д	7,9	да

146	отечественное	ОТТМА (Батресс, ВТС,	Е	8,5	да
	отечественное	ВМЗ)			да
		ВМЗ)
	отечественное	ОТТМА (Батресс, ВТС,	Е	7,7	да
	отечественное	ВМЗ)
		ВМЗ)
	отечественное	ОТТМА (Батресс, ВТС,	Е	7,0	да
	отечественное	ВМЗ)
		ВМЗ)

8.9

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

9.9

Таблица 9.4 - Параметры обсадных труб

,спускапорв№		Интервал		,секцииДлинам					наружный ,ммдиаметр	Характеристика труб						наружное	Коэфф. запаса
,спускапорв№		установки, м		,секцииДлинам					наружный ,ммдиаметр	тип соединения	сталимарка		,.стенкитолщ мм		,1тммасса	наружное	внутреннее
		установки, м			Масса											избыт. Давл.		раст.
																избыт. Давл.		раст.
	Название						Нарастающая
	Название				секции,		Нарастающая
	колонны	от	до		т		масса, т											растяж.	(тело)
		от	до		т													растяж.
		(низ)	(верх)															(резьба)
		(низ)	(верх)															(резьба)

							традиционный расчет

1	Направление	30	0	30	2,05	2,05		324		НОРМКБ	Д	8,5		0,068		-	-	-	-

2	Кондуктор	1393	0	1393	66,7	66,7		245		ОТТМ	Д	7,9		0,0479		1,9	2,14	2,63	3,3
3	Эксплуатационная	3368	2976	392	11,368	11,368		146		ОТТМА	Е	8,5		0,029		1,586	3,035	17,55	18,121
		3368	2976	392	11,368	11,368								0,029		1,586	3,035	17,55	18,121
	Эксплуатационная	2976	2486	490	13,245	24,613		146		ОТТМА	Д	7,7		0,0270		1,006	2,04	7,395	5,6881
		2976	2486	490	13,245	24,613								0,0270		1,006	2,04	7,395	5,6881
	Эксплуатационная	2486	0	2486	61,628	86,241		146		ОТТМА	Д	7,0		0,02479		1,015	1,802	1,928	1,3683
		2486	0	2486	61,628	86,241								0,02479		1,015	1,802	1,928	1,3683
					при ГРП по межколонному пространству

1	Направление	30	0	30	2,05		2,05		324	НОРМКБ	Д		8,5		0,068	-	-	-	-
2	Кондуктор	1393	0	1393	66,7247		66,7247		245	ОТТМ	Д		7,9		0,0479	1,9	2,14	2,63	3,3
2	Кондуктор	1393	0	1393			66,7247		245	ОТТМ	Д		7,9		0,0479		2,14	2,63	3,3
3	Эксплуатационная	3368	2976	392	11,368		11,368		146	ОТТМА	Е		8,5		0,029	1,571	1,244	109,8	98,106
3	Эксплуатационная	3368	2976						146	ОТТМА	Е		8,5

	Эксплуатационная	2976	2039	937	25,299		36,667		146	ОТТМА	Е		7,7		0,0270	1,8	1,411	8,398	6,7187
	Эксплуатационная	2976	2039						146	ОТТМА	Е		7,7

	Эксплуатационная	2039	0	2039	50,54681		87,21381		146	ОТТМА	Е		7,0		0,02479	2,181	1,32	2,284	2,1685

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

10.9

Таблица 9.5 - Суммарная масса обсадных труб для транспортировки

	Характеристика трубы	Масса труб с заданной характеристикой, т

код типа	условное обозначение трубы по ГОСТ 632-80; муфты	теоретическая	с плюсовым	с нормативным
соединения	по ГОСТ 632-80		допуском -1,05 (1,04)	запасом - 1,05
	традиционный расчет
ОТТМА	ОТТМ -324×9,5- Д ГОСТ 632-80/ ОТТМ 324-Д ГОСТ 632-80	2,05	2,15	2,26
ОТТМА (Батресс)	ОТТМ-245×7,9- Д ГОСТ 632-80/ ОТТМ 245-Д ГОСТ 632-80	66,72	70,06	73,56

ОТТМА (Батресс,	ОТТМ-146×8,5- Е ГОСТ 632-80/ ОТТМ 146-Е ГОСТ 632-80	11,37	11,94	12,53
ВТС, ВМЗ)
ОТТМА (Батресс,	ОТТМ-146×7,7- Д ГОСТ 632-80/ ОТТМ 146-Д ГОСТ 632-80	13,25	13,91	14,60
ВТС, ВМЗ)
ОТТМА (Батресс,	ОТТМ-146×7,0- Д ТУ 14-161-149-9/ОТТМ 146-Д ГОСТ 632-80	61,63	64,71	67,94
ВТС, ВМЗ)
	при ГРП по межколонному пространству

ОТТМА	ОТТМ -324×9,5- Д ГОСТ 632-80/ ОТТМ 324-Д ГОСТ 632-80	2,05	2,15	2,26
ОТТМА (Батресс)	ОТТМ-245×7,9- Д ГОСТ 632-80/ ОТТМ 245-Д ГОСТ 632-80	66,72	70,06	73,56

ОТТМА (Батресс,	ОТТМ-146×8,5- Е ГОСТ 632-80/ОТТМ 146-Е ГОСТ 632-80	11,37	11,94	12,53
ВТС, ВМЗ)
ОТТМА (Батресс,	ОТТМ-146×7,7- Е ТУ 14-161-149-94/ОТТМ 146-Е ГОСТ 632-80	25,30	26,56	27,89
ВТС, ВМЗ)
ОТТМА (Батресс,	ОТТМ-146×7,0- Е ТУ 14-161-149-94/ОТТМ 146-Е ГОСТ 632-80	50,55	53,07	55,73
ВТС, ВМЗ)

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031	колонныНомер	порядкев спуска		частиНомер	вколонны	спускапорядке		изготовление		(верх)	(низ)	шт
	Таблица 9.6 – Технологическая оснастка обсадных колонн
							Элементы технологической оснастки колонны						Суммарное на
													колонну
			Название					ГОСТ, ОСТ, ТУ,		интервал		количество
			Название					МРТУ, фирма	масса	установки, м		элементов
			колонны				наименование,	МРТУ, фирма	масса	установки, м		элементов	кол.,	масса,
			колонны				наименование,	изготовитель, МУ	элемента,			на	кол.,	масса,
							шифр, типоразмер	изготовитель, МУ	элемента,	от	до	на	шт	кг
							шифр, типоразмер	и т.д. на	кг			интервале,	шт	кг
								и т.д. на	кг			интервале,

		1	направление		1		Башмак БК-324	ОСТ 39,011-74	351	160	0,437	0,083	1	30
		2	кондуктор		1		Башмак БК 245	ОСТ 39,011-74	270	120	0,42	0,06	1	1244
					1		Башмак БК 245	ОСТ 39,011-74	270	120	0,42	0,06	1	1244
					2		Обратный клапан	ТУ 39-01-08-281-77	270	-	0,365	0,057	1	1222
							ЦКОД 245-2	ТУ 39-01-08-281-77	270	-	0,365	0,057	1	1222
							ЦКОД 245-2
					3		Пробка продавочная	ТУ 39-1086-85	235	-	0,32	0,013	1	1222
							ПП-219х245	ТУ 39-1086-85	235	-	0,32	0,013	1	1222
Б031							ПП-219х245
Б031					4		Центратор	ТУ 39-01-08-283-77	370	247	-	0,017	22
					4		Центратор
.							пружинный ЦЦ-
00-00							245/295-320-1
							245/295-320-1
		3	эксплуатационная		1		Башмак БК 146	ОСТ 39,011-74	166	70	0,34	0,024	1	3368
			колонна		1		Башмак БК 146	ОСТ 39,011-74	166	70	0,34	0,024	1	3368
			колонна				Обратный клапан
							Обратный клапан
					2		ЦКОД 146-1	ТУ 39-01-08-281-77	166	-	0,35	0,02	1	3368
							Пробка продавочная	ТУ 39-1086-85	136	-	0,227	0,003	1	3368
					3		ПП-146	ТУ 39-1086-85	136	-	0,227	0,003	1	3368
					3		ПП-146
							Турбулизатор ЦТ-	ТУ 39-01-08-284-77	210	148	0,12	0,004	5
					4		146/212-216	ТУ 39-01-08-284-77	210	148	0,12	0,004	5
					4		146/212-216
							Центратор
					5		пружинный ЦЦ-	ТУ 39-01-08-283-77	270	148	0,62	0,01	56
							146/191-216-1
	Примечания:
	1.	глубина установки и количество центраторов и турбулизаторов уточняются по результатам каротажа
	2. в технологическую оснастку 146 мм колонны по необходимости включить УЦК (универсальный цементировочный комплект)
11.9

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

12.9

Технологические мероприятия по спуску обсадных колонн, также расчет материалов для герметизации резьбовых соединений, а также опрессовка обсадных труб на поверхности приводятся в табл. 9.7-9.8.

Таблица 9.7 - Режим спуска обсадных колонн

вномер спускапорядке

частиномер

вколонны

спускапорядке

Средства смазки и

Интервал

Допустимая спускаскорость /,смтруб

Допустимаяглубина трубспускана ,мклиньях

Периодичность колонныдолива, м

Промежуточные

,мглубина

продолжитель- ,минность

/,слрасход

Обсадная колонна

Тип, шифр

уплотнения резьб

глубины с

промывки

инструмента

одинаково

для спуска

допустимой

(элеватор,

шифр

ГОСТ, ОСТ, МУ,

скоростью

название

ТУ, МРТУ и т.д.

спуска труб, м

спайдер,

или

колонны

на изготовле-

спайдер-

название

от

до

ние

элеватор)

(верх)

(низ)

направление

элеватор

Смазка

ТУ 38-101708-78

1,0

ЭН 324-120

Р-402

Элеватор

Смазка

ТУ 38-101708-78

1393

1,0

1393

600

0,2

кондуктор

ЭН 245-120

Р-402

1393

ПКРО

1,0

эксплуатационная

КМ 146-170

Смазка

ТУ 38-101708-78

3368

1,0

3368

1500

25,2

0,7

колонна

Р-402

3368

4,0

Примечания:

1.Запрещается приступать к спуску обсадной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновремеными флюидопроявлениями, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны до ликвидации осложнений.

2.Перед спуском каждой обсадной колонны произвести контрольный замер бурильного инструмента при спуске на проработку.

3.Протекторы с резьбы труб снимать непосредственно перед спуском (после того, как труба поднята над устьем скважины).

4.За 100 м до кровли продуктивного пласта скорость спуска колонны ограничить до 0,5 м/с.

5.С целью предупреждения прихвата обсадную колонну, в процессе заполнения жидкостью и промежуточных промывок расхаживать на длину рабочей трубы.

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

13.9

Таблица 9.8 - Опрессовка обсадных труб и натяжение обсадной колонны

				Плотность жидкости		Давление на устье скважины							спускаемойчасти ,(вверхснизу) (см, табл, 9,4)
				для опрессовки, г/см3		при опрессовке, МПа					наДавлениеустье прискважины опрессовкетруб ниже ,МПапакера	равнопрочнойНомер раздельновсекции		опрессовкиДавление равнопрочнойтруб поверхностинасекции , МПа
колонныНомерв спускапорядке	Название колонны	раздельноНомер спускаемойчасти порядкевколонны спуска	Натяжение эксплуатационной колонныколонны, т	раздельно спускаемойчасти	цементногокольца	раздельно спускаемойчасти	цементногокольца	колоннычасти муфтынижедля	двухступенчатого цементирования	установкиГлубина ,мпакера	наДавлениеустье прискважины опрессовкетруб ниже ,МПапакера	равнопрочнойНомер раздельновсекции
	Название колонны

1	Направление	1	-	-	-	-	-		-	-	-		1	8,0
1	Направление	1	-	-	-	-	-		-	-	-		1
2	Кондуктор	1	-	1,16	1,16	12,1	7,9		-	-	-		1	12,5
2	Кондуктор	1	-	1,16	1,16	12,1	7,9		-	-	-		1
3	Эксплуатационная		21,7	1,02	-	12,5	-		-	-	-		1	13,5
	(добывающая	1												13,5
	(добывающая	1
	скважина)
3	Эксплуатационная	1	21,7	1,02	-	21,0	-		-	-	-		1	22,1
	(нагнетательная													22,1
	(нагнетательная
	скважина)
3	Эксплуатационная	1	21,7	1,02	-	35,0	-		-	-	-		1
	(для ГРП по													36,8
	межколонному
	пространству)
4	Межколонное	-	-	-	-	9,5	3,0		-	-	-		-	-
	пространство													-
	пространство
	245×146

Примечания:

1146 мм эксплуатационная колонна дополнительно испытывается на герметичность снижением уровня жидкости в колонне на 2300 м по вертикали;

2Согласно п. 2.7.5.5 ПБ 2003 г. приустьевая часть 146 мм эксплуатационной колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой опрессовывается инертным газом (азотом) на то же давление, что и при гидравлическом испытании;

3Выкидные линии ПВО после концевых задвижек опрессовываются в соответствии с п. 2.7.6.14 П.Б. 2003 г.;

4Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается путем создания давления незамерзающей жидкостью (через отверстие в колонной головке) для контроля межколонного давления. Давление опрессовки не должно превышать остаточную прочность обсадной колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. Для данной скважины определяющим условием является второе, так как в межколонном

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть Бdoc.101-_031	пространстве находится цементный камень из облегченного цемента, прочность которого значительно ниже прочности обсадной колонны. Время

	нахождения межколонного пространства под давлением – 30 мин, допустимое снижение давления не более, чем на 0,5 МПа, п.2.7.5.6 ПБ 08-624-03;
	5 В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки
	снизилось не более, чем на 0,5 МПа. Присутствие заказчика на опрессовке обязательно.

00-00.Б031

14.9

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

15.9

9.2 Цементирование обсадных колонн

В разделе приведены исходные данные, сводные таблицы затрат времени, материалов, техники для цементирования обсадных колонн и оборудования устья скважины (табл. 9,9-9.25 ).

Таблица 9.9 - Общие сведения о цементировании обсадных колонн

колонныНомерв спускапорядке

Название

Способ

Данные по раздельно спускаемой части

номер ступени

Данные о каждой ступени цементирования

колонны

цементирова-

колонны

высота цементного стакана

ния (прямой,

номер в

интервал

глубина

название

интервал глубины

обратный,

порядке

установки

установки муфты

порции

цементирования

ступенчатый)

спуска

от

до

для ступенчатого

тампонажного

от

до

(верх)

(низ)

цементирования,

раствора

(верх)

(низ)

Направление 324

прямой

ПЦТ I-50

Кондуктор 245 мм

прямой

1393

ПЦТ I-50

260

Облегченный

260

1305

раствор на

основе ПТЦ III-

Об 5-100

ПЦТ I-50

1305

1393

Эксплуатационная

прямой

3047

Буровой раствор

1243

колонна 168 мм

Облегченный

1243

2870

раствор на

основе ПТЦ III-

Об 5-100

ПТЦ I-G-CC-1

2870

3369

(РТМ; ДР)

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

16.9

Таблица 9.10 - Характеристика жидкостей для цементирования

		в			Характеристика жидкости (раствора)
		в
колонныНомерв спускапорядке		частиНомерколонны спускапорядке		,плотностьг/см	пластическая ,сПвязкость	динамическое	напряжение ,мгссдвига/см	началавремя	схватывания, мин	растекаемость, мм	водоотделение, мл	время загустеваниядо консистенции ,100минВс	цементного
колонныНомерв спускапорядке		частиНомерколонны спускапорядке		,плотностьг/см	пластическая ,сПвязкость	динамическое	напряжение ,мгссдвига/см	началавремя	схватывания, мин	растекаемость, мм	водоотделение, мл	время загустеваниядо консистенции ,100минВс	,прочностьМПа	кстойкость агрессивным	средам
							жидкости (раствора)						камня
				3			2
	Название															время
	колонны		тип или название													ОЗЦ, ч
			тип или название


1	Направление	1	Тампонажный раствор							200-
			нормальной плотности	1,85	39		90		160	200-	8,7	90	2,7	нет		10
			нормальной плотности	1,85	39		90		160	220	8,7	90	2,7	нет		10
			ПТЦ I-50 ГОСТ 1581-96							220
			ПТЦ I-50 ГОСТ 1581-96
2	Кондуктор	1	Тампонажный раствор							200-
			нормальной плотности	1,85	39		90		180	200-	8,7	118	2,7	нет		16
			нормальной плотности	1,85	39		90		180	220	8,7	118	2,7	нет		16
			ПТЦ I-50 ГОСТ 1581-96							220
			ПТЦ I-50 ГОСТ 1581-96
		1	Облегченный раствор на	1,50	28		58		180	200-	7,5	118	0,7	нет		16
			основе ПТЦ III-Об 5-100	1,50	28		58		180	220	7,5	118	0,7	нет		16
			основе ПТЦ III-Об 5-100							220
3	Эксплуатационная	1	Облегченный раствор на	1,50	28		58		180	200-	7,5	110	0,7	нет		24
	146 мм		основе ПТЦ III-Об 5-100	1,50	28		58		180	220	7,5	110	0,7	нет		24
	146 мм		основе ПТЦ III-Об 5-100							220
			Тампонажный
			сульфатостойкий раствор	1,92	41		93		150	200-	8,7	100	2,7	да
			ПТЦ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96	1,92	41		93		150	220	8,7	100	2,7	да
			ПТЦ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96							220
			с ДР-100

Примечания:

1.Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора п. 2,7; 4,6 ПБ 08-624-03.

2.В целях увеличения срока загустевания для приготовления цементных растворов добавка КМЦ (КССБ, НТФ, гипан, ЛСТ) в количестве 0,1-0,3%. Точное количество добавки реагента определяется лабораторным путем непосредственно перед цементированием в зависимости от необходимого времени проведения цементажа и от конкретной температуры, При этом достигается увеличение сроков загустевания на 60-120%.

3.В соответствие с п. 2,7; 4,4 ПБ08-624-03 применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

4.Пробы тампонажного материала должны быть подвергнуты контрольному анализу через 7 суток после первичного анализа.

5.Требования к сульфатостойкости цемента не предъявляются. Допускается применение вместо ПЦТ I-G-СС-1 цементного раствора ПЦТ I-G-100.

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

17.9

Таблица 9.11 - Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристики компонентов

Номер	Название колонны	Тип или название	Название компонента	Плотность,	Норма расхода	Коэффициент
колонны в		жидкости для		г/м3	компонента,	потерь
порядке		цементирования			кг/м3
спуска

1	Направление	Буферная жидкость	Вода	1,00	100	-
		Тампонажный раствор	ПТЦ -I-50	3,15	1231	1,05
		нормальной плотности	Вода техническая	1,00	616	1,1
			Вода техническая	1,00	616	1,1

			Хлористый кальций 1 сорт	1,99	50	-
2	Кондуктор	Буферная жидкость	Вода техническая	1,00	1000	-
			МБП-М-100		0,05	-
		Тампонажный раствор	ПТЦ -I-50	3,15	1231	1,05
		нормальной плотности	Вода техническая	1,00	616	1,1
			Вода техническая	1,00	616	1,1
			Хлористый кальций 1 сорт	1,99	50	-
		Облегченный тампонажный	ПТЦ III-Об 5-50	2,6	889	1,05
		раствор	Вода техническая	1,00	658	1,1
			Вода техническая	1,00	658	1,1
		Тампонажный раствор	ПТЦ -I-50	3,15	1231	1,05
		нормальной плотности	Вода техническая	1,00	616	1,1
			Вода техническая	1,00	616	1,1

			Хлористый кальций 1 сорт	1,99	50	-
3	Эксплуатационная	Буферная жидкость	Вода техническая	1,00	1000	-
			МБП-М-100		5	-
		Облегченный тампонажный	ПТЦ III-Об 5-50	2,60	889	1,05
		раствор	Вода техническая	1,00	658	1,1
			Вода техническая	1,00	658	1,1
			« Крепь-1»		2	-
		Тампонажный раствор	ПТЦ I-G-CC-1	3,15	1231	1,05
		нормальной плотности	Вода техническая	1,00	616	1,1
			Вода техническая	1,00	616	1,1
			Суперпластификатор С-3		11	-
			Сульфацел I марки 100		10	-
			« Крепь-1»		10	-

			« Пента-465»		1	-

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.101-Б031																			1Том
СамараНИПИнефть doc.101-Б031	Номер	Название колонны		Тип или название				Название компонента				Плотность,		Норма расхода			Коэффициент		1Том
	колонны в				жидкости для							г/м3		компонента,			потерь
	порядке			цементирования										кг/м3
	спуска

	Примечание – в интервале 3000-3368 м рекомендуется применять расширяющую добавку ДР-100 (4т)

	Таблица 9.12 - Технологические операции при цементировании и режим работы цементировочных агрегатов (буровых насосов)

	Наименование						Режим работы цементировочных агрегатов
	колонны
	колонны		Последовательность			объем		кол. ЦА,	скорость	производительность,				давление на			время работы
			закачки жидкостей			закачанной		шт.	работы,		л/с			устье			агрегатов, мин
						жидкости, м3			ЦА					скважины,
														МПа
						на	общий			агрегата		суммарная	начало		конец		на	общее
						заданном										заданном
						режиме										режиме			скважиныКрепление
00-00.Б031	Направление		ПЦТ III-Об 5-50		42,32		52,44	2	4	12,2	24,4					28,91		46,75	скважиныКрепление
	Направление		гидравлическая программа цементирования направления не рассчитывается,
	Кондуктор		Буферная жидкость			8,00	8	2	4	12,2		24,4				5,46		5,46
			ПТЦ -I-50			10,12	10,12	1	4	12,2		12,2				13,83		17,84

			ПТЦ -I-50			4,39	56,83	1	4	12,2		12,2				6,00		52,75
			Продавочная			56,00	112,83	2	4	12,2		24,4				38,25		91,00
			жидкость			0,44	113,27	1	3	7,9		7,9				0,93		91,93
						0,44	113,27	1	3	7,9		7,9				0,93		91,93
			Момент « стоп»			1,00	114,27	1	3	7,9		7,9			6,85	2,11		94,04
	Эксплуатационная		Буферная жидкость			10,00	10	1	4	12,2		12,2				13,66		13,66
	колонна		ПЦТ III-Об 5-100			46,52	56,52	2	4	12,2		24,4				31,78		45,44
			ПЦТ III-Об 5-100			46,52	56,52	2	4	12,2		24,4				31,78		45,44
			ПЦТ I-G-СС-1			14,74	71,26	2	4	12,2		24,4				10,07		55,51
			Продавочная			43,00	114,26	2	4	12,2		24,4				29,37		84,88
			жидкость			0,69	114,95	1	3	7,9		7,9				1,46		86,33
						0,69	114,95	1	3	7,9		7,9				1,46		86,33
			Момент « стоп»			1,00	115,95	1	3	7,9		7,9			8,03	2,11		88,44
18.9

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

19.9

Таблица 9.13 - Схема обвязки и потребность в цементровочных агрегатах

колонныНомер в порядкеспуска			Интервал, м			обвязки цементировочной техники			Потребное количество ЦА
колонныНомер в порядкеспуска	частиНомер колонны	ступениНомер цементирования	от	до	схемыНомер	обвязки цементировочной техники			затворения	перемешив	ания	закачки	продавки	амбара	ППпуска, резерва	колонны	цементного ,кольца	муфты	выкидных ПВОилиний
			от	до				основных									опрессовки
			(верх)	(низ)							в том числе для
							тип	всего

1	1	1	0	30		1	ЦА-320М (УНЦ)	2	1	-		1	1	-	1	-	-		-
2	1	1	0	1393		2	ЦА-320М (УНЦ)	7	2	-		2	2	-	1	1	1		1*
3	1	1	0	3369		3	ЦА-320М (УНЦ)	8	2	-		2	2	-	1	1	1		1*

Примечания:

1.Работа при смене глинистого раствора на воду перед опрессовкой, ч - 4,9

2.опрессовка выкидных линий и ПВО производится совместно с обсадной колонной

Таблица 9.14 - Потребность в смесительных машинах, цементовозах, автоцистернах

Номер колонны порядкев спуска	Номер части колонны		Интервал, м				Потребное количество
Номер колонны порядкев спуска	Номер части колонны	Номер ступени	от	до	смесительных машин		цементовозов			автоцистерн
		Номер ступени			смесительных машин		цементовозов			автоцистерн
		цементирования			тип	кол., шт	тип	кол., шт	тип		кол., шт
		цементирования	(верх)	(низ)	тип	кол., шт	тип	кол., шт	тип		кол., шт
			(верх)	(низ)

1	1	1	0	30	СМН-20	1	Цементовоз с	-	-		-
					(ЦПСМ-20)		грузоподъемностью 30-
2	1	1	0	1393	СМН-20	3	40т	-	-		-
2	1	1	0	1393	СМН-20	3		-	-		-
					(ЦПСМ-20)
3	1	1	0	3369	СМН-20	4		-	-		-
					(ЦПСМ-20)

Примечание – работа СМН-20 при цементировании направления (СниП IV -58-82,п.1-107 ), ч – 2,1

1 Том

скважины Крепление

vk.com/club152685050

Том 1 Крепление скважины

Таблица 9.15 - Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники

			Потребное количество, шт.					Суммарное на скважину
Название
Название		направление		кондуктор	эксплуатационная
или шифр		направление		кондуктор	эксплуатационная				кол.		пробег
или шифр		324 мм		245мм		168 мм			кол.		пробег
		324 мм		245мм		168 мм

ЦА-320М			2	7			8		17		3400
СМН-20			1	3			4		8		1600
СКУПЦ-32			-	1			1		2		400
СКУПЦ-32
УСО-20			-	1			1		2		400
УСО-20
БМ-700			-	1			1		2		400
БМ-700

Таблица 9.16 - Потребное для цементирования обсадных колонн количество материалов

				ГОСТ, ОСТ,			Потребное количество, т
№					Ед.
											суммарное
	Название или шифр			ТУ и т.д. на			номер колонны				суммарное
п/п				изготовление	изм.						на
				изготовление		1	1			3	на
						1	1			3	скважину

1	295,3 С-ГВ				шт.	-	1			-	1

2	215,9 СЗ-ГВ-1				шт.	-	-			1	1

3	Башмак колонный типа БК			ОСТ 39.011-	шт,	1	1			1	3
				74
4	Продавочная пробка (ПП)			ТУ 39-1086-85	шт.	-	1			1	2

5	Обратный клапан (ЦКОД)			ТУ 39-01-08-	шт.	-	1			1	2
				281-77
6	Центратор колонный (ЦЦ)			ТУ 39-01-08-	шт.	-	22			56	78
				283-77
7	Турбулизатор (ЦТ)			ТУ 39-01-08-	шт.	-	-			5	5
				284-77		-	-			5	5
				284-77
8	Цемент тампонажный ПТЦ -I-			ГОСТ 1581-96	т	3,3	13,161+5,707			-	22,168
	50
9	Цемент тампонажный ПЦТ I			ГОСТ 1581-96	т	-	-			39,884	39,884
	G-CC-1
10	Цемент тампонажный ПТЦ III-			ГОСТ 1581-96	т	-	34,568			20,705	55,273
10	Об 5-50			ГОСТ 1581-96	т	-	34,568			20,705	55,273
11	ДР-100				т	-	-			4	4

12	Объем продавочной				3	1,85	57,44			-	59,29
12	жидкости				м		57,44			-	59,29
13	Продавочная жидкость:					-	-			44,69	44,69
	раствор хлористого натрия
14	Объем жидкости для				3	-	7,094+2,930+31,934			36,853+9,327	41,121
14	затворения				м		7,094+2,930+31,934			36,853+9,327	41,121
15	Хлористый кальций				т	0,132	0,526+0,228			-	0,886
	обезвоженный										0,886
	обезвоженный

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	9.20
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Крепление скважины

		ГОСТ, ОСТ,			Потребное количество, т
№			Ед.
							суммарное
	Название или шифр	ТУ и т.д. на			номер колонны		суммарное
п/п		изготовление	изм.				на
		изготовление		1	1	3	на
				1	1	3	скважину

16	МБП-М-100		т	-	0,04	0,05	0,09

17	Суперпластификатор С-3		т	-	-	0,179	0,179
18	Сульфацел I марки 100		т	-	-	0,160	0,160
19	« Крепь-1»		т	-	-	0,104+0,162	0,266
20	« Пента-465»		т	-	-	0,02	0,02
21	Количество смазки Р-402	ТУ 38-101708-	кг	1,115	21	18,54	40,655
		78

Примечание – Долота 295,3 С-ГВ, 215,9 СЗ-ГВ-1 используются для подбуривания цементных стаканов

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	9.21
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Крепление скважины

9.3 Мероприятия по обеспечению подъема цемента за обсадными колоннами на проектную высоту

Перед спуском обсадных колонн прошаблонировать ствол скважины с прямой компоновкой, с элементами КНБК не превышающим по типоразмерам компоновки последнего долбления.

Цементирование направления и кондуктора

В случае недоподъема цементного раствора при цементировании кондуктора в результате поглощения осуществить (после ОЗЦ) заливку способом встречного цементирования через межколонное пространство в соответствие с требованиями п, 2,7,4,14 ПБ 08-624-03.

При цементировании кондуктора в случае недоподъема цементного раствора в результате усадки долить цементный раствор с устья в затрубное пространство:

∙если цементный раствор при цементировании кондуктора не вышел на устье, то выполнить геофизические исследования (АКЦ, термометрия), определить высоту подъема цемента за колонной, произвести расчет объема цементного раствора и закачать расчетный объем цементного раствора с устья в затрубное пространство;

∙если цементный раствор при цементировании кондуктора вышел на устье, то по истечении 3-

Перед закачкой цементного раствора допускается закачка буферно-кольматирующией жидкости приготовленной на основе тампонажного цемента и бурового раствора.

Цементирование эксплуатационной колонны

Цементирование эксплуатационной колонны произвести в соответствии с ,п, 2,7,4 ПБ 08-624-03

В порции цементного раствора, располагающегося против проницаемых (поглощающих) пластов, допускается введение инертных наполнителей.

Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонн провести комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления. Уточнить коэффициент кавернозности и расчеты объемов тампонажных материалов, п, 2,7,4, ПБ 08-624- 03.

Запрещается приступать к спуску обсадной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений, п. 2.7.4.14 ПБ 08-624-03.

Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность камня и т. д.) запрещается.

∙Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

∙Расчетная продолжительность цементирования обсадных колонн не должна превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного раствора.

Обсадные колонны в пределах интервала цементирования оснастить элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определены в разделе 9.1.6 данного проекта, а места установки уточнить в рабочем плане на спуск колонны.

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе осуществлять с учетом следующих требований:

∙тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

∙рецептуру тампонажного раствора подбирать по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

∙плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности бурового раствора.

Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	9.22
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Крепление скважины
Таблица 9.23 - Рекомендации по промывкам при спуске обсадных колонн,

		Кол., циклов,	Глубины	Количество циклов;
	Глубины	Кол., циклов,	промывки	Количество циклов;
Наименование	Глубины	объем прокач,	промывки	объем прокачиваемой
Наименование	промежуточных	объем прокач,	перед	объем прокачиваемой
обсадных колонн	промежуточных	жидкости, м3;	перед	жидкости, м3;
	промывок, м	продолжит., ч	цементиро-	продолжительность, ч
		продолжит., ч	ванием, м	продолжительность, ч
			ванием, м
	при появлении	до исчезновения		два;
Кондуктор	при появлении	до исчезновения	1393	160 м3
	посадок до 6-8 т	посадок		1 ч при q=44 л/сек,
				1 ч при q=44 л/сек,
	при появлении	до исчезновения		два;
	при появлении	посадок		два;
	посадок до 6-8 т	посадок		3		;
		один; 100 м3		140 м		;
	1000 м	1 ч. При q =25 л/с		1,2 ч при q= 25,2 л/сек,
	1000 м	1 ч. При q =25 л/с
Эксплуатационная		3	3368
колонна		один; 150 м	3368
колонна	1500 м	1,5 ч. При q =25		два;
	1500 м	1,5 ч. При q =25
		л/с			3
		л/с		300 м	3
				300 м
		3		3,0 ч q=22 л/сек
	2700 м	один; 250 м
	2700 м	2,5 ч
		2,5 ч

Примечание - При возникновении нештатных ситуаций во время спуска обсадных колонн решение о внеочередных промывках принимает ответственный технический руководитель

Таблица 9.24 - Проверка выполнения требований ПБ 08-624-03 по каждому пласту

	Кровля	Пластовое	Давление составного
Пласт	Кровля	Пластовое	столба жидкости за	Примечание
Пласт	пласта м	давление, МПа	столба жидкости за	Примечание
	пласта м	давление, МПа	колонной, МПа
			колонной, МПа

АС10	2400	28	35,5	условие выполнено
АС11	2450	29	36,8	условие выполнено
АС12	2550	30	38	условие выполнено

Примечания:

1Подъем цемента за эксплуатационной колонной удовлетворяет пункту 2.7.4.11 ПБ 08-624-03.

2В соответствии с ПБ 08-624-03 высота подъема тампонажного раствора над кровлей флюидосодержащих пластов должна обеспечивать превышение гидростатического давления составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовым давлением.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	9.23
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Крепление скважины

9.4 Оборудование устья скважины

Таблица 9.25 - Оборудование устья скважины

	Давление	Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ,	Кол-во,
Диаметр	опрессовки	Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ,	Кол-во,	Допустимое	Масса,
обсадной	устьевого	или название	МРТУ, ТУ, МУ и	превен-	давление,	Масса,
колонны, мм	оборудования	устанавливаемого	т.д. на	торов,	МПа	т
	и ПВО	оборудования	изготовление	шт.
	и ПВО

		бурение:
245	12,1 МПа	ОП5 230/80х35	по схеме №5	2	35	6,03
		в том числе:	ГОСТ 13862-90
		в том числе:
		- превентор				1,5
		плашечный ПП-230х35				1,5
		(с глух, плашками)				1,5
		(с глух, плашками)
		- превентор
		плашечный ПП-230х35				3,03
		(с труб, плашками)
		- превентор кольцевой
		(универсальный) ПК-
		230х35
		испытание:
146	12,5 МПа	ПМТ2-156(125)х21	ПМТ2-00-000-ТУ	1	21	0,4
	(35, 21* МПа)	(ПМТ2-156(125)х35*)
Колонная	12,5 МПа	ОКК 35-245х146П	ТУ 3665-002-	1	35	0,095
головка		(ОКО 35-146БТСх245)	31429576-97
		(ОКО 35-146БТСх245)
Фонтанная	12,5 МПа	АФК 1Э-65х21 (АФЭН	ТУ 26-02-46-77	1	21	0,605
арматура доб,		21-65)
Фонтанная	21** МПа	АНК 1-65х21	ТУ 26-02-46-77	1	21	0,905
арматура	(35* МПа)	(АНЗ 21-65; АНК 1-			(35)
нагнет,	(35* МПа)	(АНЗ 21-65; АНК 1-			(35)
нагнет,		65х35*)
		65х35*)
Примечания:

1Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения КГ осуществляется с помощью верхнего и нижнего уплотнителей из эластомеров.

2Испытания уплотнительных элементов колонных обвязок на прочность и герметичность производятся на головной партии в заводских условиях гидравлическим способом на давление

Рпр=2Рр и Рг=Рр по ТУ 26-02—1146-93, Рр=14/35 МПа.

3Качество резиновых уплотнителей деталей (кольца) должно соответствовать требованиям ГОСТ 9833-73; уплотнителей – IV группе ТУ 38,105,,1082-86. Марка резины В14 (ТУ 38,105,108286).

4Фонтанная арматура, расситанная на давление 21 МПа и 35,0 МПа, изготовлена с прямоточными задвижками типа ЗМС 1 и принудительной подачей смазки. Уплотнения изготавливаются из эластомеров.

5* - для скважин, на которых предусмотрен ГРП;

**- для нагнетательных скважин.

6Высота основания (отметка пола буровой) для БУ 3000 ЭУК 1М в соответствии с ГОСТ 16293-89 должна составлять не менее 6,1 м.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	9.24
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Испытание скважин

10 Испытание скважин

10.1 Испытание пластов в процессе бурения

Испытание пластов в процессе бурения не предусмотрено

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	10.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Испытание скважин

10.1.1 Продолжительность работы пластоиспытателя, спускаемого на трубах

Таблица 10.1 - Продолжительность работы пластоиспытателя, спускаемого на трубах

Объект

Вид операции

Затраты времени на

Затраты

Суммарное

испытания

(опробование,

испытание

времени

время по всем

испытание,

на

объектам, сут

испытание с

испытание

геофизическими

границы,

исследованиями)

для буровой организации

для

всегобуровойнаорганизации

для геофиз ическо

нормативное

всего

нормативное

геофизической

для

организации

номер

глубинанижней м

проработка нормампо

промывка .таблпо5

испытание

.таблпо

на

время, ч

испытание

(опробован

объект,сут

время, ч

объект,

ожидание

сут

притока

Испытание пластов в процессе бурения не предусмотрено

10.1.2 Характеристика КИИ и технологические режимы работы пластоиспытателя, спускаемого на трубах

Таблица 10.2 - Характеристика КИИ и технологические режимы работы пластоиспытателя, спускаемого на трубах

объектаНомер испытания

нижнейГлубина ,мобъектаграницы

испытаниятип пластов

Характеристика КИИ

пакерашифр

тип пробоотборника

отбираемыхКоличество проб

,нагрузкаосевая тс начальный перепад

,депрессия

напередаваемая ,МПапласт количество циклов исследования

ожиданиявремя ,чпритока

,мзумпфаДлина

,ммзумпфподбурения

Режим

работы

испытания

пакера

объекта

количество, шт.

испытателей

пакеров

пластов

Испытание пластов в процессе бурения не предусмотрено

Таблица 10.3 –

Сводная таблица затрат при испытании пластов в открытом стволе

Наименование

Ед. изм.

Количество

Испытание пластов в процессе бурения не предусмотрено

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	10.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Испытание скважин

10.2 Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне

Описание процесса освоения и исходные данные для расчета затрат при освоении

Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

∙высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям ПБ 08-624-03;

∙эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

∙устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;

∙отсутствуют межколонные давления.

Вслучае возможных отклонений по высоте подъема цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком, проектной организацией.

Освоение скважины производится методом свабирования. Метод освоения скважины свабированием заключается в поинтервальном снижении уровня жидкости в скважине до появления притока из пласта, но не более, чем до 2300 м. В тех случаях когда возникает необходимость в снижении уровня жидкости в скважине более 2300 м, эксплуатационная колонна должна быть рассчитана исходя из новых условий работы

Операция производиться с помощью геофизического или специализированного подъемника свабом, спускаемым на канате в НКТ при стандартном оборудовании устья скважины и установке лубрикатора (УЛГ-65/35, Л-7/50, ПШЛ и др) Желательно использование сваба с резистивиметром, влагомером или манометром. Работы производятся в соответствии с рекомендациями « Инструкции по освоению нефтяных скважин методом свабирования с помощью подъемника ПКС-5М», 2002 г. Может использоваться и импортная техника, например, фирмы «MATT S MANUFACTURING Co» на базе автомашины « Форд». Работы выполняются специализированной бригадой по свабированию в соответствии с требованииями « Регламента по технологии освоения нефтяных скважин методом свабирования установками фирмы «MATT S MANUFACTURING Co», 1997 г.

Свабирование осуществляют по следующей схеме:

∙установить лубрикатор, опустить груз-шаблон длиной 6 м, подсоединить отводную линию;

∙открыть центральную задвижку и спустить шаблон до места перехода НКТ на меньший диаметр;

∙в том случае, если шаблон встанет выше места перехода или при подъеме шаблона будут возникать затяжки, работы в скважине необходимо прекратить и сообщить об этом руководителю работ;

∙при нормальном ходе шаблонирования, шаблон из скважины извлекают, устанавливают сваб и производят его спуск до глубины на 300 м; ниже уровня жидкости в скважине, при ослабленном сальнике лубрикатора;

∙загерметизировать сальник лубрикатора и начать плавный подъем сваба со скоростью не менее 6000 м/час, за 50м, до устья скорость снизить до 3000 м/час, за 25 м, до устья прекратить подъем сваба;

∙свабирование проводить непрерывно до появления устойчивого притока из пласта;

∙при каждом спуске сваба фиксировать уровень жидкости в скважине;

∙при устойчивом притоке ввести сваб в лубрикатор, закрыть центральную задвижку и извлечь сваб.

Впроцессе подъема сваба из отводной линии должен наблюдаться постоянный излив жидкости, что свидетельствует о хорошем качестве манжет. Сброс жидкости производится в тарированную емкость, не допуская ее разлива. Контроль над изменением объема и составом флюида осуществляется геологом с целью оценки стабильности притока.

По результатам свабирования строится кривая притока (кривая изменения положения динамического уровня во времени, по « которой» определяется дебит скважины на данный период). Результаты проведенной работы передаются заказчику,

Винтервале 3120-3150 м (по вертикали) провести соляно-кислотную обработку, в интервале 2080-2090 м (по вертикали) - ГРП по утвержденному плану работ, составленному производственнотехнологической группой согласно технологических регламентов[77,78,79].

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	10.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Испытание скважин

На время работы на скважине иметь запас жидкости глушения объемом не менее 10 мЗ на основе соленой воды, На время освоения постоянно должен находиться 2-х кратный объем жидкости глушения уд, веса 1,10-1,12 г/см3.

Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к устью, т,е, непрерывный долив с визуальным контролем за доливом.

Не допускается использование переводников и узлов с проходным отверстием препятствующим свободному прохождению на забой скважины геофизических приборов.

Порядок работ при освоении скважины

1.Смена воды (после опрессовки колонны) на раствор

2.Подача спецжидкости на забой перед перфорацией для уменьшения загрязнения приствольной зоны пласта при перфорации колонны

3.Опрессовка превентора

4.Перфорация колонны

5.Демонтаж превентора и устовка фонтанной арматуры

6.Смена глинистого раствора в скважине раствор хлористого кальция

7.Установка ванны (соляная кислота для карбонатных коллекторов и бикарбонат натрия для терригенных коллекторов)

8.Продавка кислоты или бикарбоната натрия

9.Вымыв продуктов реакции

10.Закачка кислоты (соляной для карбонатных и грязевой для терригенных коллекторов)

11.Продавка кислоты

12.Вымыв продуктов реакции технической водой

13.Вызов притока снижением уровня свабированием

14.Задавка скважины водой

15.Смена жидкости в скважине на буровой раствор с подачей спецжидкости на забой

Перед испытанием второго объекта производится установка взрыв пакера на кровлю предыдущего объекта.

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА (СПРАВОЧНО)

В случае неполучения расчётного дебита, после вызова притока по основному варианту, по решению геологической службы заказчика (по результатам геофизических исследований), проводятся работы по гидроразрыву пласта. Гидроразрыв пласта (ГРП) является наиболее мощным методом интенсификации притока нефти. Необходимость проведения ГРП на тот или иной объект следует решать строго индивидуально с учетом геолого-промысловой информации, полученной в результате испытания в процессе бурения, геофизических исследований и испытания того или иного объекта скважины.

Наиболее оптимальным способом проведения работ по освоению скважины после ГРП является использование гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ).

Работы по гидроразрыву пласта, как наиболее технологически эффективного способа интенсификации притока нефти из низкопроницаемых неравномерно заглинизированных пластовколлекторов, выполняются в соответствии с технологическими инструкциями (регламентами) сервисных предприятий производящих данный вид работ.

При проведении работ по ГРП применяется следующее технологическое оборудование:

-установки ГНКТ (гибкой насосной трубы) типа МК20, FID TUT 835;

-насосная установка типа Ньюко Велл Сервис 8300;

-азотные установки типа NPS 180 HR10, NPF 374, Ньюко Велл Сервис 5500, Оплата работ по гидроразрыву пласта производится по ИСР.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	10.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

5.10

10.2.1 Параметры колонны насосно-компрессорных труб (НКТ)

Исходные данные для наклонно-направленной скважины:

∙

глубина искусственного забоя, м

3368

∙

коэффициент запаса на прочность

1,3

∙

минимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм

127

∙

вид скважины

наклонно-направленный

Таблица 10.4 - Параметры колонны насосно-компрессорных труб (НКТ)

(снизутрубсекцииНомер )вверх

Интервал

Характеристика трубы

Масса секции, т

итрубытип соединения

номинальный

,диаметрнаружный мм

прочностигруппа стали

,ммстенкитолщина

прочностная характеристика растяжениенатруб

теоретическая ,1тммасса

,мсекцииДлина

колоннысекцииМасса теоретическая ,итогомнарастающимт

установки

секции, м

Запас прочности в верхнем

сечении секции

У четом на

теоретическая

плюсовой

от

до

допуск 3,6%

(низ)

(верх)

растя-

на избыточные

жение

внутренниенаружные

3368

1085

НКТГ

5,5

29,58

0,0095

2283

21,67

22,47

1>1,15

1>1,32

1,3

1085

НКТВ

5,5

58,14

0,0095

1085

10,3

10,7

31,15

1>1,15

1>1,32

1,3

1 Том

скважин Испытание

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

6.10

Таблица 10.5 - Характеристика жидкостей и составляющие их компоненты для установки цементных мостов

Интервал

установки

Характеристика жидкости

моста, м

Номер

составляющие компоненты

объекта

динамическое

объем

плотность,

удельный

испытания

от

до

пластическая

напряжение

название или тип

расход на

(верх)

(низ)

порции,

вязкость, сП

сдвига,

плотность,

влажность,

г/см

название

сорт

1 м

мгс/см2

г/см

раствора,

кг/м3

ПЦТ I-G-CC-

3150

1330

ПЦТ I-G-CC-1

0,80

3078

3080

1,89

39-43

90-120

ГОСТ 1581-96

вода

1000

585

техническая

ПЦТ I-G-CC-

3150

1330

ПЦТ I-G-CC-1

0,80

3182

3184

1,89

39-43

90-120

ГОСТ 1581-96

вода

1000

585

техническая

Примечание:

1.Цементный мост после озц проверяется на прочность нагрузкой 5 тонн, а также опрессовывается на давлении 12,5 Мпа;

2.Перед испытанием второго и последующего объектов на кровлю предыдущего объекта устанавливается изоляционный мост при помощи взрыв пакера (ВП). Сверху, высотой 2 м, с помощью желонки мост заливается цементным раствором с использованием геофизического подъемника.

Таблица 10.6		- Потребное количество цементировочной техники для установки цементных мостов

	Номер объекта		Название или шифр		Потребное количество,		шт.

		2	Геофизический подъемник ПКС-5 М		1

Таблица 10.7		- Потребное количество материалов для установки цементных мостов

Номер		Название или шифр		ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ на изготовление		Единица	Потребное
объекта		Название или шифр		ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ на изготовление		измерения	количество
объекта						измерения	количество
2	ПЦТ I-G-CC-1			ГОСТ 1581-96		т	0,06
2	Вода для затворения цемента			ТУ 38,303-06-94		м3	0,04

1 Том

скважин Испытание

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

7.10

10.2.2 Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне

Таблица 10.8 –		Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне

								Время по видам работ, сут.
					Объект фонтанирующий	№№ таблиц в «Сборнике сметных норм»
Интервал испытания, м		Длина перф, участка, Lп, м	Подвижность нефти	Содержание парафинов, %	Объект фонтанирующий	№№ таблиц в «Сборнике сметных норм»	вызов притока, освоение, задавка скважины	перфорация	подготовитель ные работы к испытанию	работы по интенсификац ии притока	работы после интенсификац ии	Время на испытание объекта, сут

3028	3059	31	0,03	2,54	Нет	17,24,25,22	2,2	2,4	1,9	2,6	8,2	17,3
А-60
3080	3143	63	0,03	2,67	Нет	17,24,25,22	2,7	0,8	2,2	2,6	8,2	16,5
3184	3318	134	0,03	3,21	Нет	17,24,25,22	2,7	0,8	2,2	2,6	8,2	16,5
Спуск насоса УЭЦН, запуск и вывод на режим эксплуатации												4,19
Всего на испытание												54,49

Примечание:

1. Перечень процессов, операций по испытанию объекта и интенсификации притока приняты в соответствие с п, 1,8, « Сборника сметных норм

времени	на испытание нефтяных, газовых, газоконденсатных,	газоконденсатных, гидрогеологических объектов в	разведочных, опорных,
параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов в эксплуатационных скважинах», ВНИИОЭНГ, М., 1985 г.
2. Нормы времени на испытание объектов приняты в соответствие с таблицами « Сборника сметных норм времени			на испытание нефтяных,
газовых,	газоконденсатных, газоконденсатных, гидрогеологических	объектов в разведочных, опорных, параметрических,	поисковых скважинах и

освоение объектов в эксплуатационных скважинах» ВНИИОЭНГ, М., 1985 г.

1 Том

скважин Испытание

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

8.10

10.2.3 Продолжительность работы агрегатов при испытании (освоении) скважины в эксплуатационной колонне

Таблица 10.9 - Продолжительность работы агрегатов при испытании (освоении) скважины в эксплуатационной колонне

		Источник	Количество пробегов		Количество операций		Затраты времени, ч
		норм;
		норм;
Вид операции	Тип или шифр	номер		усредненный		усредненный		усредненный
		параграфа	1 объект	последующий	1 объект	последующий	1 объект	последующий
		ЕНВ		объект		объект		объект

Смена воды (после опрессовки
колонны) на раствор. Подача
спецжидкости на забой перед	ЦА-320М	70,71	1	1	2	2	7,32	7,12
перфорацией для уменьшения	ЦА-320М	70,71
перфорацией для уменьшения
загрязнения приствольной зоны пласта
при перфорации колонны

Опрессовка превентора	ЦА-320М	26	1	1	1	1	1,4	1,4
Опрессовка превентора	ЦА-320М	26
Смена глинистого раствора в скважине	ЦА-320М	30	1	1	1	1	3,96	3,76
раствор хлористого кальция	ЦА-320М	30
раствор хлористого кальция
Установка ванны (соляная кислота для	АзИНМАШ	91а, 93, 94,	1		1		5,34
карбонатных коллекторов и бикарбонат	АзИНМАШ	91а, 93, 94,	1		1		5,34
карбонатных коллекторов и бикарбонат	(кислотник); ЦА-320М	95
натрия для терригенных коллекторов)
Вымыв продуктов реакции	ЦА-320М	98, 100	1		1		2,84
Вымыв продуктов реакции	ЦА-320М	98, 100
Кислотная обработка (соляной для	АзИНМАШ	91б, 92, 93,	1		1		13,75
карбонатных и грязевой для	АзИНМАШ	94, 95, 97,	1		1		13,75
карбонатных и грязевой для	(кислотник); ЦА-320М	94, 95, 97,
терригенных коллекторов)		99
Вымыв продуктов реакции технической	ЦА-320М	98, 100	1		1		3,94
водой	ЦА-320М	98, 100
водой
Вызов притока снижением уровня	Геофизический	99	1	1	1	1	13,6	13,6
свабированием	подъемник ПКС-5 М	99
свабированием	подъемник ПКС-5 М
Задавка скважины водой	ЦА-320М	60,61	1	1	1	1	7,74	7,54
Задавка скважины водой	ЦА-320М	60,61

1 Том

скважин Испытание

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

									1 Том
		Источник	Количество пробегов		Количество операций		Затраты времени, ч		1 Том
		Источник	Количество пробегов		Количество операций		Затраты времени, ч
		норм;
		норм;
Вид операции	Тип или шифр	номер		усредненный		усредненный		усредненный
		параграфа	1 объект	последующий	1 объект	последующий	1 объект	последующий
		ЕНВ		объект		объект		объект

Смена жидкости в скважине на буровой			1	1	1	1	3,42	3,29
раствор с подачей спецжидкости на	ЦА-320М	70,71	1	1	1	1	3,42	3,29
раствор с подачей спецжидкости на	ЦА-320М	70,71
забой

Установка цементного моста	ЦА-320М	63, 64, 65	-	1	-	1		2,57
Установка цементного моста	ЦА-320М	63, 64, 65
Смена бурового раствора на воду и	ЦА-320М	30, 69	-	1		2	-	2,30
опрессовка цементного моста	ЦА-320М	30, 69
опрессовка цементного моста
Всего:	ЦА-320М			1		1		2,90
Всего:	ЦА-320М
	(кислотник)		9	8	10	10	49,71	30,88	Испытание
	ЦА-320М
	АзИНМАШ		2	0	2	0	19,09	0
									скважин
	СМН-20								скважин
	СМН-20
	Геофизический		1	1	1	2	13,6	13,6
	подъемник ПКС-5 М

9.10

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

10.10

10.2.4 Потребное количество материалов для испытания (освоения) скважины в эксплуатационной колонне

Таблица 10.10 - Потребное количество материалов для испытания (освоения) скважины в эксплуатационной колонне

	Гост , ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ	Единица	Потребное количество
Название или шифр	Гост , ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ	Единица
	и т.д. на изготовление	измерения
			первый объект	последующие объекты



Бикарбонат натрия NaHCO3	ГОСТ 2156-76	т	1,44	-
Соляная кислота (HCl)	ТУ-6-01-714-77	т	7,74	-
Плавиковая кислота ( HF)	ТУ-6-092622-88	т	0,83	-
Ингибитор коррозии (СНПХ-6301)	ТУ 39-1414-89	т	0,39	-
Реагент ИВВ-1	ТУ-6-01-1-407-39	т	0,27	0,26
Пластовая вода для спецжидкости		м3	17,24
Хлористый кальций (СaCl2)	ГОСТ 450-77	т	9,55	-
Цемент для установки цементного моста		т		0,03
Пакер взрывной ПВЭ-146	ТУ 41-12-1334-86	шт.		1
Веса для транспортировки:
НКТ в один конец		т		30,7
Фонтанной арматуры в один конец:
для добывающих скважин		т	1,208	-
для нагнетательных скважин		т	0,905	-
для нагнетательных скважин			0,905
для ГРП по межколонному пространству			1,12
Бурильные трубы ТБВ 73х7,0 « Е»		т		41,9
Глинистый раствор для испытания последующего объекта		м3		57,6

1 Том

скважин Испытание

vk.com/club152685050

Том 1	Испытание скважин
Таблица 10.11 - Пробеги техники при испытании объектов в эксплуатационной колонне

		Количество пробегов		Пробег, км
Тип или шифр	Расстояние
Тип или шифр	Расстояние	1-й объект	последующие	1-й объект	последующие
		1-й объект	последующие	1-й объект	последующие
			объекты		объекты

ЦА-320М	100	9	3	1800	1600
ЦА-320М	100	9		1800	1600

АзИНМАШ (кислотник)	100	2	0	400	0

СМН-20	100	0	0	0	0

Геофизический подъемник ПКС-5 М	100	1	1	200	200

Таблица 10.12 - Работа цементировочного агрегата при установке ЭЦН

Объект	Объем	Подача	Время на	Время на	Общее
	перекачиваемой	Подача	перекачку,	Время на	Общее
	жидкости, м3	агрегата, м/ч	ч	ПЗР, ч	время, ч
Работа АНЦ-320 для перекачки
пластовой воды при установке	28,8	22,0	1,3	1	2,3
глубинного насоса УЭЦН

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	10.11
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Испытание скважин

10.2.5 Освоение нагнетательной скважины

Провести исследование зоны поглощения на приемистость. Исследования проводить при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 М с диаметром цилиндровых втулок 90 мм на трех режимах:

∙первый режим - вторая передача насоса, расход воды 397 м3/сут, Рдоп = 20,0 МПа;

∙второй режим - третья передача насоса, расход воды 713 м3/сут, Р доп = 11,3 МПа;

∙третий режим - четвертая передача насоса, расход воды 925 м3/сут, Рдоп = 8,7 МПа.

Считать достаточной приемистость, равную 1000 м3/сутки при давлении не более 19,0 МПа. При получении положительного результата в скважину спустить НКТ с пакером и ограничителем, заполнить межтрубное пространство технической водой, обработанной ингибитором коррозии. Смонтировать фонтанную арматуру, сдать скважину.

При низкой приемистости провести соляно-кислотную обработку.

Перекачиваемые пластовые воды, как правило характеризуются агрессивностью. В связи с этим, при коррозионной активности более 0,2 мм/год устьевое оборудование, запорную арматуру, пакеры и НКТ рекомендуется применять в антикоррозионном исполнении либо с антикоррозионным покрытием. Поверхностная обвязка нагнетательной скважины с установкой сброса воды и насосное оборудование также должны быть антикоррозионные исполнении или с антикоррозионным покрытием.

Таблица 10.13 - Основные технологические рекомендации при испытании на приемистость зоны поглощения

	Интервал		Режим промывки и спуска НКТ в скважину
Интервал	установки	Плотность			кол.		допустимая
Интервал	спецжидкости	промывочной	подача				допустимая
испытания,	спецжидкости	промывочной	подача	давление,		втулок	скорость
м	для	жидкости,	насоса,	МПа	ЦА,	ЦА-	спуска труб,
м	перфорации,	г/см3	м3/ч		шт
	перфорации,	г/см3	м3/ч		шт
	м					320М	м/с
	м
2550-2680	-	1,26	10,0	до 10,0	1	115,0	1,0

Таблица 10.14 - Время на освоение объекта

Интервал испытания,

от до

2550 2680

Длина перфорированного участка, Lп, м	Объект фонтанирующий (да/нет)	Номера таблиц вСборнике сметных норм	Основное нормативное время на испытание объекта, сут.	Подготовительные работы, сут.	Время на дополнительную обработку пласта, сут.	Время на перфорацию, ч	ГРП	Время на испытание объекта, сут.

130	нет	20, 22, 24	7,8	1,7	4,6	2,17	3,8	20,0

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	10.12
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Дефектоскопия бурового оборудования и инструмента

11 Дефектоскопия бурового оборудования и инструмента

Под термином « дефектоскопия» понимается контроль деталей оборудования и инструмента неразрушающими методами с целью выявления только различных нарушений сплошности на поверхности и в толщине изделия, при этом не предусматривается выявления нарушений геометрии и структуры материала.

Все виды дефектоскопии должны производиться специально обученным персоналом дефектоскопической лаборатории, создаваемой обычно при организациях по ремонту и обслуживанию бурового оборудования. Деятельность дефектоскопической лаборатории должна осуществляться в соответствии с « Правилами аттестации и основными требованиями к лабораториям неразрушающего контроля» утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 2,06,2000 г, [74]. Персонал дефектоскопической лаборатории должен быть специально обучен и иметь соответствующее удостоверение. Работы по дефектоскопии бурового и нефтепромыслового оборудования и инструмента должны проводиться с соблюдением требований « Правил…» [74], инструкций и методик проведения дефектоскопии бурового, нефтепромыслового оборудования и инструмента в промысловых условиях, а

также инструкции по безопасной эксплуатации средств дефектоскопии.

Проведение дефектоскопии является составной частью системы планово-предупредительного ремонта. Контроль, производимый методами дефектоскопии, служит для выявления степени эксплуатационного разрушения деталей. Дефектоскопия производится после разборки, очистки, мойки и сушки деталей.

Дефектоскопия нового бурового оборудования и инструмента перед вводом в эксплуатацию не производится, если время даты выпуска оборудования и инструмента до пуска его в эксплуатацию не превышает одного года,

Сроки проведения дефектоскопии бурового оборудования, инструмента и бурильных труб определены на основании [23] и [76] и приведены ниже в таблицах 11.1 и 11.2.

Решение о выводе из эксплуатации оборудования, инструмента, контрольно-измерительных приборов должно приниматься с учётом показателей физического износа, коррозии, или результатов дефектоскопии. Критерии вывода из эксплуатации оборудования определяются разработчиком или предприятием изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации. Продление сроков эксплуатации технических устройств должно осуществляться в порядке, предусмотренном « Положением о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах» ( п. 1.5.26, « Правил…» [3]). Работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений выполняют экспертные организации (п. 1.5.27, « Правил…» [3]).

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	11.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

1 Том

Таблица 11.1 - Перечень бурового оборудования и инструмента подлежащих дефектоскопии

Наименование оборудования	Наименование деталей	Периодичность
Талевые блоки	Щёки, нижняя серьга, кронштейн для подвешивания серьги	1 раз в год
Крюки	Рог крюка, боковые рога, штроп, карманы корпуса крюка	1 раз в год
Крюкоблоки	Щёки, крюк, боковые рога крюка, карманы корпуса крюка	1 раз в год	Дефектоскопия
Вертлюги	Штроп, карманы корпуса, переводник	1 раз в год	Дефектоскопия
Вертлюги	Штроп, карманы корпуса, переводник	1 раз в год
Элеваторы корпусные для бурильных и	Захваты	2 раза в год
обсадных труб
Штропы эксплуатационные	По всей длине	1 раз в год	бурового
Штропы эксплуатационные	По всей длине	1 раз в год
Турбобуры	Вал, корпус, ниппель, переводник	При текущем ремонте
Краны конечных выключателей	Рукоятка, траверса	2 раза в год	иоборудования
Манифольды	Измерение толщины стенок в местах изменения направления	1 раз в год
	потока
	жидкости
			инструмента
Буровые лебёдки	Тормозные ленты	2 раза в год	инструмента
Буровые лебёдки	Тормозные ленты	2 раза в год
Ключи машинные, трубные	Челюстедержатели, челюсти	1 раз в год

2.11

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

3.11

Таблица 11.2 - Опрессовка оборудования и используемая техника									1 Том


			Глубина	Используемая для		Максимальное
			Глубина	проведения операции		давление,
			скважины	проведения операции		давление,
Название			скважины	техника		создаваемое		Продолжительность
Название	Название контролируемого		при	техника		создаваемое	Источник норм	Продолжительность
обсадной	Название контролируемого		при			агрегатами	Источник норм	проведения
обсадной		объекта	проведении			агрегатами	времени	проведения
колонны		объекта	проведении		количество,	при	времени	операции, ч
колонны			операции,	тип (шифр)	количество,	при		операции, ч
			м		шт.	опрессовке,
			м			МПа
						МПа
Кондуктор	Обсадная колонна совместно с		1266	ЦА-320М	1	12,1	ЕНВ п. 109, 112	2,88	Дефектоскопия
Кондуктор	ПВО		1266	(УНЦ)	1	12,1	ЕНВ п. 109, 112	2,88


	Цементное кольцо		-		1	7,9	ЕНВ п. 112	1,53

	Выкидные линии ПВО		-		1	12,1	ЕНВ п. 109 а	1,1
									бурового
							ЕНВ п. 32	13,3	бурового
Эксплуатационная	Бурильные трубы		2000	ЦА-320М	1	21,0	ЕНВ п. 32	11,0
			2500	(УНЦ)	1	21,0			иоборудования

	совместно с фонтанной		3000		1	21,0	ЕНВ п. 32	15,7
							ЕНВ п. 32	15,7


	Эксплуатационная колонна
	арматурой				1	21,0	17	3,27	инструмента
	∙	нагнетательная			1	21,0	17	3,27	инструмента
	∙	добывающая скважина	3121		1	12,5	ЕНВ п.112, ЕНВ	3,27
			3121				на испытание п.
		скважина
	∙	ГРП по межколонному			1	35,0		3,27
		пространству			1	35,0		3,27
		пространству
							ЕНВ на
	Межколонное пространство		-		1	9,5	капремонт	1,0
							скважин п. 278
	Обсадная колонна совместно с		3121		1	12,5	ЕНВ п. 109, 112	2,63
	ПВО		3121		1	12,5	ЕНВ п. 109, 112	2,63
	ПВО

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

						1 Том
Эксплуатационная колонна						1 Том
испытывается на		Геофизический		ЕНВ на
герметичность снижением	-	Геофизический	1	ЕНВ на	5,21
герметичность снижением	-	подъемник	1	испытание п. 36	5,21
уровня жидкости в колонне на		подъемник		испытание п. 36
уровня жидкости в колонне на
2300 м

Примечание -выкидные линии ПВО после концевых задвижек опрессовываются в соответствии с п. 2.7.6.14 ПБ НГП, 2003 г.

инструмента и оборудования бурового Дефектоскопия

4.11

vk.com/club152685050

Том 1 Строительные и монтажные работы

12 Строительные и монтажные работы

Согласно разделу 8,3 технической части рабочего проекта выбран следующий тип буровых установок БУ-3000 ЭУК-1М, БУ-3200 ЭУК-2М, БУ-4500/270 ЭК-БМ, БУ-2900/200 ЭПК-БМ, IRI-1700/270Е

грузоподъемностью от 170 т до 270 т, Объемы строительных и монтажных работ сведены в таблицы 12.1-12.5. Технологический регламент и схемы расположения бурового оборудования (Приложение № 2) является основой для определения объемов строительно – монтажных работ.

При строительстве и монтаже выполняются требования к строительным и вышкомонтажным работамраздела 2.4 ПБ 08-624-03.

Транспортировка бурового оборудования должна осуществляться по существующим дорогам. Объемы подготовительных работ при строительстве площадки и подъездных дорог в настоящем

дополнении

не

приводятся

рассмотрены

отдельном

проекте,

разработанном

специализированнойпроектнойорганизацией.

Объемы вышкомонтажных работ при кустовом способе строительства скважин приводятся на следующие виды строительства скважин на кусте (первичное и повторное строительство, передвижка на расстояние 18м, демонтаж) на одну скважину с учетом схемы расположения бурового оборудования и в соответствии с « Инструкцией по безопасности одновременного производства буровых работ, освоению

иэксплуатации нефтяных скважин в кусте», Москва, 2002 г, Объемы вышкомонтажных работ учитывают, монтаж дополнительного оборудования, необходимого для приготовления, очистки бурового раствора в процессе бурения, обезвреживания и утилизации отходов бурения а также учтены затраты по монтажу системыверхнего привода.

По окончании бурения последней скважиныв кусте и для быстройее сдачи подосвоение производится сдвижка бурового станка до 40 м с последующим демонтажом.

При агрегатном способе монтажа предусматривается полная разборка на отдельные сборочные элементы бурового и силового оборудования, металлоконструкций, сараев и т,п, и перевозка их по узлам и агрегатам.

При блочном (крупноблочном) способе монтажа буровое оборудование разбирается на крупные

ичастично намелкие блоки споследующей их перевозкойна следующую буровую.

При производстве вышкомонтажных работ выбор способа монтажа производится с учетом

конкретных условийстроительства буровых.

В таблицах 12.2-12.8 спецификации комплекта основного и дополнительного бурового оборудования при монтаже и демонтаже, сведения по передвижке и сборке вышки, спецификация котельной установки.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	12.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

2.12

.Таблица 12.1 - Перечень топографо-геодезических работ

№	Наименование работ	Источник нормы	Категория
п/п	Наименование работ	Источник нормы	трудности
п/п			трудности

1	2	3	4

1	Перенесение в натуру местоположения скважины	СОУСН М, 1983 Комплекс 10, таб. 110 СОУСН	3
2	Определение планового -высотного положения устья скважины	М, 1983 Комплекс 10, таб. 110 СОУСН М, 1983	3
3	Определение азимута	табл.141	3

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

Том 1 Строительные и монтажные работы

12.1 Конструктивные узлы вышки и привышечных сооружений

Буровые установки на кустовой площади строятся согласно утверждённой схемы расположения бурового оборудования на кустовой площадке с учётом привязки первой скважины, направления линии НДС, места для размещения вспомогательного оборудования (котельные блоки, нефтяной ёмкости, блока БДЕ, водяной ёмкости) и места для расположения бригадного хозяйства.

Транспортировка буровой установки и дополнительного оборудования производится с помощью автотранспорта на колёсном ходу по существующей сети дорог. Монтаж буровой установки и дополнительного оборудования производится на первой скважине куста с помощью крановой техники, согласно схем монтажа. Перемещение буровой установки в пределах кустовой площадки осуществляется при помощи механизма перемещения и выравнивания.

Буровая установка БУ–3200/200 ЭУК–2М предназначена для кустового бурения, унифицированная, модернизированная.

Укрытие вышечно-лебедочного блока металлическое, панельного типа заводского исполнения и предназначается для защиты оборудования и обслуживающего персонала от прямых солнечных лучей, ветра, осадков. Укрытие предусматривается установить на металлическое основание. Каркас из металлических конструкций в виде двух балок, опирающихся на стойки с подкосами. Панели перекрытия укладываются на балки, стеновые панели опираются на металлическое основание в нижней части, в верхней части крепятся к панелям перекрытия. Укрытие буровых установок имеет сплошную обшивку и не менее двух дверей, открывающихся наружу, Ворота имеют механический привод раскрытия створок и входную дверь. Панели выполнены из профильно-листового проката и гофрированного листа, стойки с подкосами -из труб. Монтаж укрытия ВЛБ производится согласно заводской инструкции. Фундамент под буровую установку выполнен из металлических тумб с направляющими по которым происходит перемещение буровой установки. Металлические тумбы заводского изготовления поставляютсявместе с буровой установкой.

Укрытие насосного блока панельного типа заводского исполнения устанавливается на металлическое основание и состоит из панелей, имеются стойки с подкосами, балки для стропил, панели для крыши и стен. Панели для крыши устанавливаются на балки, панели для стен навешиваются на панели крыши. В панелях для стен имеются проемы для ворот, окон, дверей. Панели выполнены из профильно-листового проката и гофрированного листа, балки -из профильного проката, стойки с подкосами из труб. Нижние пояса балок имеют направляющие для кран-балки. В крыше насосного блока имеются люки для смены гидрокоробок. Монтаж укрытия насосного блока производится согласно техническому описанию и заводской инструкции.

Укрытие емкостного блока панельного типа заводского исполнения устанавливается на металлическое основание, Укрытие состоит из панелей, балок, стоек с подкосами. В панелях стен имеются проемы для ворот, дверей, вентиляции, Высота укрытия над емкостями должно быть не менее 2 м. В панелях крыши имеются вытяжные дефлекторы для вентиляции. Имеются направляющие для кран-балки. Панели, балки выполнены из профильно-листового проката и гофрированного листа, стойки с подкосами -из труб. Монтаж укрытия емкостного блока производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Укрытие компрессорного блока заводское, модульного типа, Монтируется на тумбовом основании, Входит в состав эшелона, Компрессорный блок предназначен для создания давления в пневмосистеме, Давление воздуха необходимо для передачи вращательного движения основным механизмам через шино -пневматические муфты,

Буровая установка 2900/200 ЭПК-БМ в блочно-модульном исполнение предусматривает повышение монтажеспособности. Основное оборудование установки разделено на модули и блоки. Модули установки выполнены в повышенной заводской готовности и содержат все необходимые коммуникации, устройства обогрева, пульты управления, электрооборудование и укрытия.

Укрытие вышечно-лебедочного блока подразделяется на укрытие ВЛБ и лебедочно – редукторного блока. Укрытие ВЛБ выполнено из металлических панелей с наполнителем из пенополиуритана – типа « сендвич». Панели укрытия устанавливаются на лонжероны буровой установки и крепятся за буровую площадку и между собой. Укрытия, согласно « Правил безопасности в НГП», должны быть оборудованы не менее 2-х дверных проемов с дверями открывающимися наружу, Ворота для подачи бурильных свеч имеют пневматический привод раскрытия створок. Монтаж укрытия буровой площадки производится согласно документации завода-изготовителя. Лебедочный и редукторный модуль выполнены в виде вагонов из профилированного металла на жесткой раме. Крыша модулей

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	12.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Строительные и монтажные работы

изготовлена съемной для смены оборудования. В модулях смонтированы все необходимые коммуникации, обогрев и освещение.

Укрытие насосного блока металлическое, заводского исполнения. Насосный блок состоит из 2-х модулей представляющих собой металлические вагоны, на рамах устанавливаемые на опоры. В модулях насосных смонтированы все необходимые коммуникации, манифольд, вентиляция освещение и обогрев. В модулях установлены грузоподъемные кранбалки и съемные крыши для замены оборудования.

Укрытие емкостного блока -металлическое, заводского исполнения. Блок состоит из 5-ти модулей представляющие собой металлические вагоны устанавливаемые на опоры в определенном порядке согласно документации завода-изготовителя. В каждом модуле установлены емкости объемом по 40м³ каждая для приготовления и хранения бурового раствора, а также необходимое технологическое оборудование (насосы, перемешиватели, гидро или глиномешалки), дренажи, коммуникации, вентиляция, обогрев, освещение, кранбалки.

Укрытие блока очистки металлическое, заводского исполнения. Состоит из 6-ти модулей представляющие собой металлические вагоны устанавливаемые на две опоры габаритами 12 000х1 650х2 000мм. Четыре модуля являются рабочими – с встроенным технологическим оборудованием (емкость объемом 15м³, виброситами -2шт,, центрифугой – 1шт,, насосами ВШН, дегазатором, шнековым транспортером, паровыми калориферами и грузоподъемными кранбалками). Два модуля являются крышевыми с освещением и вентиляцией.

Направляющая буровых установок предназначена для размещения на ней технологических блоков и перемещения их из одной точки бурения на другую, в пределах куста, с помощью механизма перемещения. Крепление направляющих между собой и рельсов к направляющим выполняются в соответствии с требованиями заводской инструкции. Для оттаивания балок горячим паром при примерзании, в них предусмотрены отверстия для подсоединения паропровода. Эти же отверстия предназначаются для слива водяного конденсата. Стенки, воспринимающие нагрузки от опор вышечнолебедочного блока укреплены вертикальными ребрами.

Котельная установка. Укрытие устанавливается на металлическое основание и состоит из панелей для крыши и стен. В панелях стен имеются окна, двери и проем для монтажа и демонтажа оборудования. Панели выполнены из профильно-листового проката и гофрированного листа. Котельную установку устанавливают на полубрус размером 250/300мм, уложенный через 500мм на сплошной настил из досок толщиной 20мм.

Вагоны-общежитие, вагон-домик для отдыха, вагон-душевая, вагон-столовая, вагон – сушилка, заводского исполнения смонтированы на колесной базе и размещаются на предварительно спланированной площадке, Конструкция зданий -панельная и состоит из панелей кровли, основания, стен. Панели состоят из дерево-металлического каркаса, обшитого снаружи металлическим листом, внутри – древесно-волокнистыми плитами (ДВП). Для теплоизоляции используются плиты пенополистирольные (ПСБ-С). Электроснабжение -от внешнего источника, В соответствии с назначением, домик оснащается оборудованием и мебелью.

Блок нефтяной ёмкости предназначен для создания запаса нефти, необходимой для топки котлов, Представляет собой круглую ёмкость объёмом 50м³. Для создания перепада давления в системе, нефтяная ёмкость устанавливается на металлическую эстакаду на санном основании высотой 3 метра. Фундаментом блока нефтяной ёмкости служит полубрус, предварительно уложенный на сплошной настил из досок толщиной 20 мм. Полубрус укладывается через каждые 500 мм. Для слива нефтяного конденсата из ёмкости рядом устанавливается ёмкость сбора нефтяного конденсат, Фундаментом ёмкости сбора нефтяного полубрус.

Блок водяной ёмкости предназначен для создания запаса воды для приготовления раствора, хозяйственных нужд на буровой, для питания котлов котельного блока, « отработки» водяного колодца. Представляет собой ёмкость объемом 40 м³, установленную на металлическую эстакаду на санном основании высотой не менее 3 метра. Эстакада по внешним граням на 1/3 объема обшивается досками, укрывается и утепляется а внутри настилается пол. Фундаментом блока водяной емкости служит полубрус, предварительно уложенный на сплошной настил из досок толщиной 20 мм. Полубрус укладывается через каждые 500 мм.

Блок дополнительных емкостей (БДЕ) представляет собой блок из шести емкостей по 40 м³ из которых две под воду, две под бур раствор и две под солевой раствор. Монтируются растворные ёмкости на металлическом основании санного типа, высотой 1000 мм, (БСУ). Укрытие емкостей состоит

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	12.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Строительные и монтажные работы

из сборно-разборного металлического каркаса выполненный из низколегированной стали и обшитого прорезиненной тканью водо -и газонепроницаемая, с морозостойкостью до -50° С. Фундаментом блока БДЕ служит полубрус, предварительно уложенный на сплошной настил из досок толщиной 20 мм. Полубрус укладывается через каждые 500 мм.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	12.5
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

6.12

Таблица 12.2 - Спецификация комплектного и дополнительного бурового оборудования при монтаже БУ 3200/200 ЭУК-2М

№	Наименование работ	Ед,	№№ таблиц,	№№	Примени		Количество по видам строительства
п/п		измер-	комплектов	раздела,	тельное
п/п		измер-	комплектов	раздела,	тельное	полный монтаж бурового				Передвижка
		я	по ЭСН	таблиц	исполь-	полный монтаж бурового				Передвижка
		я	по ЭСН	таблиц	исполь-			оборудования		15-20м
				расценок по	зование			оборудования		15-20м
				расценок по	зование	первич-		повторный
				УКР и СНиР	норм и	ный
					расценок	ный

								агрегатный	блочный
								агрегатный	блочный

1	2	3	4	5	6	7		8	9	10
1	Строительство вышки,
	привышечных сооружений и
	монтаж бурового оборудования и	ком.		49-83		1
	буровой установки БУ 3200/200	ком.		49-83		1
	ЭУК –2М (в,т,ч, устройство
	контуров заземления)

2	То же самое (при
	транспортировании вышки	ком.		49-87				1
	горизонтальным способом)

3	То же самое	ком.		49-85					1

4	Передвижка и монтаж	ком.		49-24						1
5	Утепление блоков буровой	ком.	49.1-79.4	49.2-651	Прирав.	1
	установки	ком.	1585м2,947м2	49.2-651	Прирав.	1
6	Ремонтно-восстановительные			49.2-651
	работы по утеплению блоков	ком.	49.1-79.4	49.2-651	Прирав.			1	1	-
	работы по утеплению блоков	ком.	49.1-79.4	К=0,4	Прирав.			1	1	-
	буровой установки			К=0,4
	буровой установки

7	Переброска машин и механизмов			Расчет (см.
	для вышкомонтажных работ	т/скв.	-	расчет №1 в		114,1		114,1	114,1	76
				регламенте

8	Проверка одной А-образной	шт.	49.1-16.24	49.2-223		1		1	1
	вышки	шт.	49.1-16.24	49.2-223-1П		1		1	1
	вышки			49.2-223-1П
9	Центрированиеодной Аобразной	1 центр	49.1-16.19	49.2-218		1		1	1	1
	вышки домкратами	1 центр	49.1-16.19	49.2-218- 1П		1		1	1	1
	вышки домкратами			49.2-218- 1П

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031		для
		Продолжение таблицы 12.2
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	10	Строительство площадки для		49.1-11.8	49.2-72		3
		обслуживания ПВО	пл.		49.2 -72-1П			3
					49.2-72-3П				3

	11	Строительство площадки 2 х 2		49.1-11.8	49.2-72		1

		струегасителя выкида ПВО	пл.		49.2-72-1П			1
					49.2-72-3П				1
	12	Строительство укрытия (навес )		49.1-9.3	49.2-43	Прирав.	0,05
		управления ПВО	100 м2	366/268,8 м2	49.2-43-1П			0,05
					49.2-43-3П				0,05
									0,05
	13	Монтаж кронштейна для		49.1-5.4	49.2-11		0,1	0,1	0,1
		подвески
		ПВО на период производства
		передвижки	т

Б031	14	Монтаж паровой линии d 50 мм		49.1-75.3	49.2-647		1	1	1
Б031		для обогрева ПВО	10 м
		для обогрева ПВО	10 м
.	15	Монтаж отдельной паровой		49.1-75.3	49.2-647		1	1	1
00-00		линии d 3/4" для обогрева
		линии d 3/4" для обогрева
		основного пульта управления
		ПВО	10 м
	16	Линия дренажа d 1" с регистров		49.1-75.3	49.2-647		0,5
		отопления пульта в забойник	10 м					0,5	0,5
	17	Монтаж ПВО	ком.	49.1-31.4	49.2-450		1
					49.2-450-
					1П			1	1	1
	18	Монтаж манифольда ПВО	10 м	49.1-31.6	49.2-452		5	5	5	0,5

	19	Монтаж одной опорной стойки			49.2-453		10
		под выкидную линию, ручной		49.1-31.7	49.2-453-			10	10	2
		под выкидную линию, ручной		49.1-31.7	1П			10	10	2
					1П
		способ установки	шт
	20	Проезд агрегата на буровую для
		опресовки манифольда (в два			49.2-2805		2хS	2хS	2хS	2хS
		конца)	км		49.2-2808
			км		49.2-2808
7.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть _Бdoc.101-031		Продолжение таблицы 12.2
		Продолжение таблицы 12.2
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

	21	Монтаж емкостей до 50 м3 для	шт	49.1-32.4	49.2-456		6	6	6
		солевого раствора -2 емкость, 2
		емк. подогрева воды при
		цементировании, 2 емк, бурового
		раствора
	22	Обвязка емкостей	шт	49.33-5	49.2-463		6
					49.2-463-
					1П			6	6
	23	Сборка и установка системы	шт,	49.1-33.6	49.2-464		6
		обогрева емкостей			49.2-464-
					1П			6	6
	24	Монтаж фундамента под емкость	м3	49.1-1.5	49.2-3		4,5
					49.2-3-1П			4,5	4,5
	25	Монтаж сарая для емкостей	10 м2	49.1-10.4	49.2-54		6
					49.2-54-1П			6
Б031					49.2-54-3П				6
									6
	26	Монтаж механических	шт	49.1-27.8	49.2-376		4	4	4
	26	Монтаж механических	шт	49.1-27.8	49.2-376		4	4	4
.		перемешивателей
00-00
00-00	27	Монтаж электродвигателей для	шт	49.1-39.5	49.2-541		4
		механических перемешивателей			49.2-541-			4
					1П 49,2-			4
					1П 49,2-
					541-3П				4
	28	Монтаж насоса 6Ш-8	шт,	49.1-26.6	49.2-300		1
					49.2-300-			1
					1П 49.2-			1
					1П 49.2-
					300-3П				1
	29	Монтаж электродвигателя к	шт,	49.1-38.4	49.2-536		1
		насосу			49.2-536-			1
					1П 49.2-			1
					1П 49.2-
					536-3П				1
	30	Монтаж емкости для сбора	шт	49.1 -32.4	49.2-456		1	1	1
		конденсата с нефтяной емкости

	31	Монтаж водонапорной емкости	шт	49.1 -32.5	49.2-457		1	1	1
		до 50 м3
8.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть _Бdoc.101-031		Продолжение таблицы 12.2
		Продолжение таблицы 12.2
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

	32	Обвязка емкостей	шт	49.33-5	49.2-463		2
					49.2-463-
					1П			2	2
	33	Сборка и установка системы	Шт.	49.1-33.6	49.2-464		2
		обогрева емкостей			49.2-464-
					1П			2	2
	34	Монтаж фундамента под	м3	49.1-1.5	49.2-3		1,5
		емкости			49.2-3-1П			1,5	1,5
	35	Монтаж ТМУ ( для ВМУ, УБР)	Ком.	49.1-34.3	49.2-465		2
					49.2-466			2	2
	36	Монтаж фундамента под блоки	м3	49.1-1.4	49.2-2		0,5
		ТМУ			49.2-2-1П			0,5	0,5
	37	Термоизоляция трубопроводов и	100 м		49.2 -697		19,3	19,3	0,25	1,2
		паропроводов войлоком

	38	Монтаж лестницы для	10 м	49.1-11.7	49.2-71		0,5	0,5
.Б031		обслуживания устья скважины и			49.2-71-1П
.Б031		дефлекторов на крыше			49.2-71-3П				0,5
00-00		емкостного и насосного блоков
00-00		(2 лест х 2,5 = 5м )

	39	Монтаж установки для осушки	Ком.	49.1-24.9	49.2-333		1
		воздуха (дополнительно)			49.2-333-			1
					1П 49.2-			1
					1П 49.2-
					333-3П				1
	40	Обшивка одной грани А-	Ком.	49.1-6.16	49.2-25		0,25
		образной вышки РТУ (25%)		192.6/154.08	49.2-25-1П			0,25
		(второго яруса со стороны		м2	49.2-25-3П			0,25
		лебедки )							0,25
	41	Укрытие блоков (ВЛБ ) буровой	Ком.		49.2-698		1
		установки в зимнем исполнении			49.2-698			1	1
		– юбка (рубероидом до земли )			к=0,9

	42	Укрытие насосно-емкостной	Ком.		49.2-698		1	1	1
		группы блоков дополнительных			49.2-698
		емкостей в зимнем исполнении –			к=0,9
		юбка ( рубероидом до земли )
9.12
9.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть Бdoc.101-_031		Продолжение таблицы 12.2
		Продолжение таблицы 12.2
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

	43	Пусконаладочные работы при	ком.		49-100		1	1	1
		монтажек-та оборудования
		буровой установки

	44	Пусконаладочные работы по	ком.		49-104		1	1	1
		КРНБ в эксплуатационном
		бурении

	45	Пусконаладочные работы по	ком.		49-105		1
		теплофикационной котельной						1	1
		установке

	46	Пусконаладочные работы по	ком.		49-106		1
		ЦСГО						1	1
	47	Монтаж насоса ВШН -150	шт	49.1-26.6	49.2-300		1
					49.2-300-			1
					1П 49.2-			1
					1П 49.2-
					300-3П				1
Б.031	48	Эл, Двигатель к ВШН -150	шт	49.1-38.4	49.2-536-		1
	48	Эл, Двигатель к ВШН -150	шт	49.1-38.4	49.2-536		1
00-00					1П 49.2-			1
00-00

					536-3П				1
	49	Устройство для эвакуации	шт	49.1-25.18	49.2-350	Примен.	1
		верхового рабочего			49.2-350-	К=1,25
					1П			1	1
	50	Пусконаладочные работы СВП	Компл.	49.1-268	49.2-981		1
		(электрическая часть)			49.2-982			1	1
	51	Монтаж оборудования системы	Компл.	49.1-22.13	49.2-948		1
		верхнего привода (СВП)		49.1-22.14	49.2-949			1	1

Примечания:

1 Стоимость ремонтно-восстановительных работ по п.п.1-4 при повторном монтажеопределяется с к= 0,15 к прямым затратам по видам повторного монтажа 2 Стоимость повторного монтажа дополнительного оборудования определяется по расценкам первичного с коэффициентами таблицы 5 технической

части СНИР (часть 2 ) 1991 г.

3 При бурение без СВП пункты 50, 51 не учитываются.

10.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

11.12

										1 Том
Таблица 12.3 - Спецификация комплектного и дополнительного бурового оборудования при монтаже БУ 2900/ 200 ЭПК-БМ

						Количество по видам строительства
				№№	Приме-
		Еди-		№№	нитель-
		Еди-	№№ таблиц	раздела	нитель-		Вид монтажа		Передвиж-
№		ница	№№ таблиц	раздела	ное				Передвиж-
№	Наименование работ	ница	комп-лектов	таблиц	ное				ки 15-20м
п/п	Наименование работ	изме-	комп-лектов	таблиц	исп,				ки 15-20м
		рения	по СНиР	расценок по	норм и	Первич-	Повторный
		рения		СНиР	норм и
				СНиР	расц,
					расц,	ный
						ный	Агрегатный	Блочный
							Агрегатный	Блочный

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

1	Строительство вышки, привышеч-	ком.	49.1 -261							иСтроительные
2	Подготовительные работы к	ком.	49.1 -261							иСтроительные
	ных сооружений и монтаж бурового
	оборудования и буровой установки
	БУ 2900 / 200 ЭПК -БМ			49.2-8026	К=0,95				1

	монтажу БУ 2900 / 200 ЭПК -БМ	ком.	49.1-249	49.2-8001	К=0,95	1	1	1		монтажные
	монтажу БУ 2900 / 200 ЭПК -БМ	ком.	49.1-249	49.2-8002	К=0,95	1	1	1



3	Строительство фундаментов под			49.2-2 49.2-2-
	основные блоки, дополнительные,	3	49.1-4	49.2-2 49.2-2-		46,95	46,95	46,95
	сараи, склады, стеллажи и обору-	м	49.1-4	1П		46,95	46,95	46,95		работы
	сараи, склады, стеллажи и обору-			1П
	ние
	ние
4	Настил из досок под основание	100 м2	49.1-3	49.2-608		3	3	3
	направляющих
5	Монтаж вышечно-лебедочного
	блока БУ (в т,ч, механизм	Блок	49.1-250	49.2-8003	К=0,95	1	1	1
	экстренной эвакуации верхового	Блок	49.1-250	49.2-8004	К=0,95	1	1	1
	экстренной эвакуации верхового			49.2-8004	К=0,95
	рабочего )

6	Ремонтно-восстановительные	к-кт	49.1-250	49.2-8004	К=0,95
	работы по утеплению блоков БУ	к-кт	49.1-250	к=0,15	К=0,95
	работы по утеплению блоков БУ			к=0,15

	2900 / 200 ЭПК – БМ							1
								1

7	Переброска машин и механизмов	т/скв	-	Расчет в %		97,5	97,5	97,5
	для ВМР БУ 2900 / 200 ЭПК -БМ	т/скв	-	тран. затрат		97,5	97,5	97,5
	для ВМР БУ 2900 / 200 ЭПК -БМ			тран. затрат

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

12.12

											1 Том
	Продолжение таблицы 12.3
1	2	3	4	5	6	7		8 9		10
8	Проверка одной А-образной вышки	Шт.	49.1-16.24	49.2-223 49.2-		1
				223-1П			1		1
9	Центрированиеодной А-образной	1 центр.	49.1-16.19	49.2-218 49.2-		1
	вышки домкратами			218-1П			1		1	1
10	Монтаж насосного блока БУ	ком.	49.1-251	49.2-8005	К=0,95	1
				49.2-8006	К=0,95		1		1
							1		1
11	Ремонтно-восстановительные	ком.	49.1-251	49.2-8006
	работы			к=0,15	К=0,95		1		1		Строительные
12	Монтаж компрессорного блока	ком.	49.1-252	49.2-8007	К=0,95	1					Строительные
12	Монтаж компрессорного блока	ком.	49.1-252	49.2-8007	К=0,95	1
				49.2-8008	К=0,95		1		1
							1		1
13	Ремонтно-восстановительные	ком.	49.1-252	49.2-8008
	работы			к=0,15	К=0,95		1		1		и
14	Монтаж комплекта ЦС	ком.	49.1-253	49.2-8009	К=0,95	1					монтажные
				49.2-8010	К=0,95		1		1		монтажные
				49.2-8010	К=0,95

15	Ремонтно-восстановительные	ком.	49.1-253	49.2-8010
	работы			к=0,15	К=0,95		1		1		работы
16	Монтаж силового блока БУ	ком.	49.1-254	49.2-8011	К=0,95	1					работы
16	Монтаж силового блока БУ	ком.	49.1-254	49.2-8011	К=0,95	1
	(энергоблок АСДА-200)			49.2-8012	К=0,95		1		1
							1		1
17	Ремонтно-восстановительные	ком.	49.1-254	49.2-8012
	работы			к=0,15	К=0,95		1		1
18	Монтаж блока комплектного	ком.	49.1-255	49.2-8013	К=0,95	1
	распределительного устройства			49.2-8014	К=0,95		1		1
19	Ремонтно-восстановительные	ком.	49.1-255	49.2-8014
	работы			к=0,15	К=0,95		1
20	Монтаж блока терристорных	ком.	49.1-256	49.2-8015	К=0,95	1
	устройств			49.2-8016	К=0,95		1		1

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

13.12

Продолжение таблицы 12.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

21	Ремонтно-восстановительные	ком.	49.1-256	49.2-8016
	работы			к=0,15	К=0,95		1	1
22	Электромонтажные работы по БУ	ком.	49.1-257	49.2-8017	К=0,95	1
	2900 / 200 ЭПК – БМ ( в,т,ч,			49.2-8018	К=0,95		1	1
	устройство контуров заземления)

23	Монтаж системы технологического	ком.	49.1-258	49.2-8019	К=0,95	1
	контроля параметров бурения СГТ			49.2-8020	К=0,95		1	1
	"Микро"

24	Монтаж комплекта котельной БУ	ком.	49.1-259	49.2-8021	К=0,95	1
	2900 / 200 ЭПК -БМ			49.2-8022	К=0,95		1	1
25	Ремонтно-восстановительные	ком.	49.1-259	49.2-8022
	работы			к=0,15	К=0,95		1	1
26	Монтаж инструментального блока	ком.	49.1-260	49.2-8023	К=0,95	1
	БУ 2900 / 200 ЭПК -БМ			49.2-8024	К=0,95		1	1
							1	1
27	Ремонтно-восстановительные	ком.	49.1-260	49.2-8024
	работы			к=0,15	К=0,95		1	1
29	Пуско-наладочные работы при мон-	1 м-ж		49.2-8031	К=0,95	1
	таже к-та БУ2900 /200 ЭПК-БМ		49.1-263	49.2-8032	К=0,95		1	1
30	Пуско-наладочные работы по КРНБ	ком.		49-104		1	1	1
	в эксплуатационном бурении

31	Пуско-наладочные работы по	ком.		49-105		1	1	1
	теплофикационной котельной
	установке

32	Пуско-наладочные работы по ЦСГО	ком.		49-106		1	1	1

33	Монтаж емкостей ( нефти, воды )	шт	49.1-32.6	49.2-458		2	2	2

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

14.12

Продолжение таблицы 12.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

34	Обвязка емкостей	шт,	49.1-33.3	49.2-461		2	2	2
			49.1-33.3	49.2-461-III		2	2	2
				49.2-461-III

35	Монтаж лестницы	10 м		49.2-71
			49.1-11.7	49.2-71-1П		1,18	1,18	1,18
				49.2-71-3П

36	Монтаж площадки 2x2	Площ.		49.2-72
			49.1-11.8	49.2-72-1П		2	2	2
				49.2-72-3П

37	Монтаж блока передвижной эл,	Бл.		49.2-321
	станции (аварийной)		49.1-23.9	49.2-321-1П		2	2	2
				49.2-321-3П
38	Монтаж емкости отстоя с нефтяной	Шт.	49.1-32.4	49.2-456		1	1	1
			49.1-32.4	49.2-456		1	1	1

39	Обвязка емкостей	Шт.	49.1-33.3	49.2-461		1	1	1
				49.2-461
				49.2-461-1П
				49.2-461-1П

40	Термоизоляция трубопроводов	100 м		49.2-697		19,3	19,3	6	1,2
	ипаропроводов войлоком			49.2-697		19,3	19,3	6	1,2
	ипаропроводов войлоком

41	Монтаж лестниц для обслуживания	10 м		49.2-71
	устья скважин и дефлекторов		49.1-11.7	49.2-71		0,5	0,5	0,5
	устья скважин и дефлекторов			49.2-71-1П
	на крыше емкостного,			49.2-71-1П
	на крыше емкостного,			49.2-71-3П
	насосного блоков (2x2,5=5 м)			49.2-71-3П
	насосного блоков (2x2,5=5 м)
42	Обустройство площадки для	ком.	УКР 1991г.
	строительства скважин		Т. 31.пп.3.1-3,12.3.17-3.27			1	1	1	1
			УКР 1991г. Таб. 19 п.п 5-16

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

15.12

Продолжение таблицы 12.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

43	Монтаж бригадного хозяйства в т,ч,	в/д	Т.31.пп.3.28.1-3.28.4			1	1	1
	устройство контура заземления

44	Монтаж радиостанции	шт	49.1-105.3	49.2-685		3	3	3

	Блок дополнительных емкостей

45	Монтаж емкостей до 50м3 (2-воды;	шт	49.1-32.4	49.2-456		6	6	6
	2 бур, раствора; 2сол,р-ра)

46	Обвязка емкости	шт	49.1-33.5	49.2-463		6
				49.2-463-1П			6	6
47	Сборка и установка системы	шт	49.1-33.6	49.2-464		6
	обогрева емкости для бурового р-			49.2-464-1П
	ра, воды,						6	6
48	Монтаж фундамента под емкость	м3	49.1-1.5	49.2-3		4,5
				49.2-3-1П			4,5	4,5
							4,5	4,5
49	Устройство укрытий для емкостей	м2	49.1-10.4	49.2-54		6
			57х6 /45,6х6	49.2-54-1П			6
				49.2-54-3П			6
				49.2-54-3П				6
								6
50	Монтаж механических	шт	49.1-27.8	49,2-376 49,2-		4
	перемешивателей			376-1П			4	4

51	Монтаж электродвигателей для	шт	49.1-39.5	49.2-541		4
	перемешивателей			49.2-541-1П			4
				49.2-541-3П				4
								4
52	Монтаж насоса 6Ш-8	шт	49.1-26.6	49.2-300		1
				49.2-300-1П			1
				49.2-300-3П				1
								1
53	Монтаж электродвигателя к насосу	шт	49.1-38.4	49.2-536		1
				49.2-536-1П			1
				49.2-536-3П				1
								1
54	Монтаж дефлектора	1т	49.1-5.4	49.2-11	Примен.			0,05

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

16.12

Продолжение таблицы 12.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

55	Монтаж насосов ВШН -150 и 6Ш-8			49.2-300		2
		шт	49.1-26.6	49.2-300-1П			2
				49.2-300-3П				2
								2
56	Монтаж электродвигателя к насосу	шт	49.1-38.4	49.2-536		2
				49.2-536-1П			2
				49.2-536-3П			2
				49.2-536-3П				2
								2
57	Монтаж топливомаслоустановки (	шт	49.1-34.3	49.2-465		1
	ВМУ )		49.1-34.4	49.2-466			1	1
							1	1
58	Монтаж фундамента под блок ТМУ	Шт	49.1-1.4	49.2-2		0,25
				49.2-2-1П			0,25	0,25
59	Монтаж противовыбросового	ком.	40.1-31.4	49.2-450		1
	оборудования			49.2-450-1П			1	1	1
							1	1	1
60	Монтаж манифольда ПВО	10 м	49.1-31.6	49.2-452		5	5	5	5

61	Монтаж опорных стоик под м-ф-д	шт	49.1-31.7	49.2-453		10
	ПВО, ручной способ установки			49.2-453-1П			10	10	10
							10	10	10
62	Проезд агрегата на буровую для	км		49.3-2805		2xS	2xS	2xS	2xS
	опрессовки манифольда и обратно			49.3-2808		2xS	2xS	2xS	2xS

63	Строительство площадки для	Площ.	49.1-11.8	49.2-72		3
	обслуживания превенторов (3x4)			49.2-72-1П			3
				49.2-72-3П			3
				49.2-72-3П				3
								3
64	Строительство площадки р-ром2х2	Площ.	-"	49.2-72		1
	для струегасителя выкида ПВО			49.2-72-1П			1
				49.2-72-3П			1
				49.2-72-3П				1
								1
65	Строительство укрытия (навес) для	100 м2	49.1-9.3	49.2-43	Приравн.	0,05
	управления превентором			49.2-43-1П			0,05
				49.2-43-3П				0,05

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031	67		Монтаж кронштейна для подвески
			Продолжение таблицы 12.3
		1	2	3		4	5	6	7	8	9	10
		66	Укрытие из РТУ устьевого	м2			справка		10	10	10
			пространства со стороны
			привышечных сооружений в месте
			выхода превенторных линий

			ПВО на период производства	т		49.1-5.4	49.2-11		0,1	0,1	0,1
			передвижки

		68	Монтаж паровой линии D 50мм	10 м		49.1-75.3	49.2-647		1	1	1
			Монтаж паровой линии D 50мм
			для обогрева ПВО

		69	Монтаж отдельной паровой линии
			D 3/4" для обогрева основного	10 м		49.1-75.3	49.2-647		1	1	1
			пульта управления ПВО	10 м		49.1-75.3	49.2-647		1	1	1
			пульта управления ПВО

		70	Линия дренажа D 1" с регистров
Б031			отопления пульта в забурник	10 м		49.1-75.3	49.2-647		0,5	0,5	0,5
Б031		71	Монтаж смесителя вакуумного	шт		49.1-27.3	49.2-371	прим	1
		71	Монтаж смесителя вакуумного	шт		49.1-27.3	49.2-371	прим	1
.							49.2-371-1П
00-00										1	1
										1	1
		72	Монтаж диспергатора	шт			49.2-700
							49.2-700-1П

		73	Пусконаладочные работы СВП	Компл.		49.1-268	49.2-981		1
			(электрическая часть)				49.2-982			1	1
		74	Монтаж оборудования системы	Компл.	49.1-22.13		49.2-948		1
			верхнего привода (СВП)			49.1-22.14	49.2-949			1	1
		Примечания:
		1 Для определения стоимости монтажа БУ 2900/200 ЭПК БМ используются расценки для буровой установки БУ -4500/270 ЭК-БМ, введенные в
		действие в 1991г. с коэффициентом изменения массы оборудования.
		2 Стоимость ремонтно-восстановительных работ при повторном монтаже учитывать по расценкам монтажа (8004, 8006, 8008, 8012, 8014, 8016, 8010,
		8022,949) с к=0,15; к расценкам 8025-8028 применять к=0,18.
		3 Стоимость монтажа дегазатора учтена расценками 8009, 8010,
		4 Оборудование контура заземления учтено расценками 8003,8004.
		5 При бурение без СВП пункты 49, 50 не учитываются.
17.12
17.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031					расценок по	расценок		агрегатный	блочный
	Таблица 12.4 - Спецификация комплектного и дополнительного бурового оборудования при монтаже А-60
						Примени	Количество по видам строительства
				№№		тельное	полный монтаж бурового
				№№	№№	исполь-		оборудования
	№		Ед,	таблиц,		исполь-
	№	Наименование работ	Ед,	таблиц,		зование				Передвиж-
	п/п	Наименование работ	изм.	комплектов	раздела,	зование	первич-	повторный
	п/п		изм.	комплектов	раздела,	норм и	первич-	повторный
				по ЭСН	таблиц		ный			ка 15-20м
					таблиц		ный			ка 15-20м

					УКР и СНиР
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
		Комплектноеоборудование
	1	Монтаж и установка агрегата	ком.	49.1-37.7	49.2-532		1
		А -60			49.2-532-1П			1	1	1
		Дополнительное оборудование

	2	Монтаж ПВО для испытания	ком.	49.1-31.4	49.2-449		1
					49.2-449-1П			1	1	1
Б031	3	Стеллажи для труб	мост	49.1-37.3	49.2-282		1
Б031					49.2-282-1П	Прим,		1	1	1
.	4	Инструментальная площадка			49.2-283		1
00-00	4	Инструментальная площадка			49.2-283		1
00-00					49.2-283-1П			1	1	1
	5	Приемный мост	мост	49.1-37.3	49.2-528		1
					49.2-528-1П			1	1	1
	6	Рабочая площадка при устье	Площ.	49.1-37.5	49.2-530		1
		скважины с деревянным			49.2-530-1П
		настилом						1	1	1
	7	Монтаж емкостей до 50 м3 для	шт	49.1 -32.4	49.2-456		4
		воды – 2емк, солевой ра-р –2			49.2-456-1П
		емк						4	4	4
	8	Сборка и установка системы	шт	49.1-33.6	49.2-464		4
		обогрева емкостей			49.2-464-1П			4	4	4
	9	Обвязка емкостей	шт	49.1-33.5	49.2-463		4
					49.2-463-1П			4	4	4
	10	Фундамент под емкости м3	м3	49.1-1.5	49.2-3		3,0
					49.2-3-1П			3,0	3,0	3,0
								3,0	3,0	3,0
18.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть Бdoc.101-_031		Продолжение таблицы 12.4
		Продолжение таблицы 12.4
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

	11	Монтаж ТМУ	ком.	49.1-34.3	49.2-465		1
					49.2-466			1	1	1
	12	Фундамент под блоки ТМУ	м3	49.1-1.4	49.2-2		0,25
					49.2-2-1П			0,25	0,25
								0,25	0,25

00-00.Б031

19.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

20.12

Таблица 12.5 - Спецификация комплектного и дополнительного бурового оборудования при демонтаже БУ 3200/200 ЭУК-2М

					Примени		Количество по видам строительства
					тельное
			№№	№№	тельное	Полный монтаж бурового
				№№	исполь-	Полный монтаж бурового
				раздела,			оборудования
№		Ед,	таблиц,
№	Наименование работ	Ед,	таблиц,		зование
п/п	Наименование работ	изм.	комплектов	таблиц	зование	Первич-	Повторный		Передвижка
п/п		изм.	комплектов	таблиц	норм и	Первич-	Повторный		Передвижка
			по ЭСН	расценок		ный			15-20м
				расценок		ный			15-20м
				по УКР и	расценок		Агрегатный	Агрегатный
					расценок

				СНиР
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Демонтаж бурового	%	-	учитывается		5
	оборудования и разборка			в сводной
	привышечных сооружений БУ			смете глава
	3200/200ЭУК2М, для			2
	послезаводской сборки и
	перевозки на новую площадь
	или в другой район составляет
	5%

2	То же при перевозке с куста на	%	-	-“			20
	куст в пределах одной площади

	20%
3	То же самое 20%	%	-	-“				20
4	То же самое 20%	%	-	-“					20
5	Сдвижка бурового оборудования	к-кт	-	49-28		1	1	1	1
5	с	к-кт	-	49-28		1	1	1	1
	с
	последней скважины куста до			к=1,8
	40м			к=1,8
	40м
	для последующего демонтажа

6	Блочный способ монтажа бур-го
	оборудования

6.1	Подготов-заключител, работы по	к-кт	49.1-17.4	49.2-226
	транспортированию							1
	А-образной вышки

6.2	Транспортировка первых 100м А-	100м	49.1-17.17	49.2-239
	образной буровой вышки на УТВ							1
6.3	Трансп-ка последующих 100м А-	100м	49.1-17.18	49-240
	образной буровой вышки на УТВ							S-100

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть _Бdoc.101-031		Продолжение таблицы 12.5
		Продолжение таблицы 12.5
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

	6.4	Трансп-ка последующих 100м А-	100 м	49.1-17.19	49.2-241				1
		образной буровой вышки на УТВ

	6.5	Разворот вышки при угле	1 разв	49.1-17.20	49,2-242				4
		разворота до 900 при транспорт-
		ке А-образной буровой вышки

	6.6	Разворот вышки при угле	1 разв	49.1-17.21	49.2-243				2
		разворота при транспорти ровке
		Аобразной буровой вышки

	6.7	Один дополнительный трактор	шт	49.1-17	49.2-244				1
		для транспортировки буровой
		вышки
	6.8	Подготов,-заключительн, работы	ком.	49.1-17.6	49.2-228				1
		к транспорт-нию крупных блоков-
		ВЛБ

	6.9	Транспорт первых 100м	100 м	49.1-17.27	49.2-250				1
.Б031		вышечного (ВЛБ или вышечно-
.Б031		агрегатного) без вышки
00-00
00-00	6.10	Транспор-е последующих 100м	100 м	49.1-17.28	49.2-251				S-100
		вышечного (вышечно-
		лебедочного или вышечно-
		агрегатного) блока без вышки

	6.11	Транспор-е последних 100м	100 м	49.1-17.29	49.2-252				1
		вышечного (вышечно-
		лебедочного или вышечно-
		агрегатного) блока без вышки

	6.12	Разворот блока при угле	1 разв.	49.1-17.30	49.2-253				4
		разворота 900 при
		транспортировании вышечного
		(вышечно-лебедечного или
		вышечно-агрегатного) блока без
		вышки
21.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

22.12

Продолжение таблицы 12.5

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

6,13,	Разворот блока при угле	1 разв.	49.1-17.31	49.2-254				2
	разворота свыше 900 при
	трансп-нии вышеч-
	ного(вышечно-лебедочного или
	вышечно-агрегатного) блока без
	вышки
6,14,	Один дополнительный трактор	шт	49.1-17	49.2-260				1
	при транспортир, крупного блока

6,15,	Подготовительно-	ком.	49.1-17.6	49.2-228				1
	заключительные работы к
	транспор-нию силового или
	насосного блока
6,16,	Транспот-ка первых 100м	100 м	49,1-17,32	49,2-255				1
	силового(приводного)или
	насосного блока

6,17,	Транспортировка последующих	100 м	49.1-17.33	49.2-256				S-100
	100м силового(приводного) или
	насосного блока

6,18	Транспортир-ка последних 100м	100 м	49.1-17.34	49.2-257				1
	силового(приводного) или
	насосного блока

6,19,	Разворот блока при угле	1 разв	49.1-17.35	49.2-258				4
	разворота до 900 силового
	(приводного) или насосного
	блока
6,20,	Разворот блока при угле	1 разв	49.1-17.36	49.2-259				2
	разворота свыше 900 силового
	(приводного) или насосного
	блока
6,21,	Один дополнительный трактор	шт	49.1-17	49.2-260				1
	для транспор-я крупных блоков

6,22	Переброска машин и м-змов для		Расчет
	БУ 3200/200 ЭУК-2М		(см.прилож
			№1 к р-ту)					374,1
								374,1

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

23.12

Продолжение таблицы 12.5

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

7,	Агрегатный способ монтажа	т	-	49-4
7,1	бурового оборудования			К=0,97
	транспортировка бурового
	оборудования и м/к-ций БУ
	3200/200 ЭУК-2М -
	оборудованиевесом до 5 т и м/к -							267,9
	оборудованиевесом свыше 5 т							267,9
								635,33
7,2	Порожний пробег а/тр-та к месту		Расчет
	перевозки бурового		(см.при-
	оборудования, буровой		ложение
	установки, бригадного хва		№2-6 к
	(имущества) буровой бригады,		регламенту)
	бригады освоения,
	подготовительно-наладочной
	бригады, бригады ВМР

Примечание -При строительстве каждой конкретной скважины порожние пробеги рассчитываются из следующих условий: – за подачу или возврат автомобиля к пункту первой погрузки или от пункта последней разгрузки, если оба пункта находятся за чертой населенного пункта, в котором расположено а/транспортное предприятие, при этом оплачивается наиболее короткий пробег (при расчетах по сдельным тарифам и тарифам на перевозкугрузов на условиях платных автотонночасов); – за пробег автомобиля в обоих направлениях, когда перевозка не состоялась по вине заказчика; – за пробег автомобиля или следования своим ходом для работы вне места его постоянного пребывания сроком свыше суток и при возвращении обратно.

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

24.12

Таблица 12.6 - Спецификация комплектного и дополнительного бурового оборудования при демонтаже БУ 2900/200 ЭПК-БМ

№№

Примени

Количество по видам строительства

№№ таблиц,

раздела,

тельное

Полный монтаж бурового оборудования

№

Ед,

исполь-

таблиц

Наименование работ

комплектов

Повторный

зование

п/п

изм.

по ЭСН

расценок

Первичный

по УКР и

норм и

Агрегатный

Блочный

расценок

СНиР

Демонтаж бурового оборудования и

ком.

% от мон-

разборка привышечных сооружений

тажа в

БУ 2900/200 ЭПК-БМ

сводной

смете

Транспортировка бурового

оборудования и м/к –

учитывается в сводной

Оборудованиевесом до 5 т –

смете процентом

Оборудованиевесом свыше 5 т –

транспортных затрат

125,51 421,77

Металлоконструкции

445,32

Переброска машин и механизмов для

т/скв

учитывается в сводной

97,6

демонтажа буровой установки

смете процентом

транспортных затрат

Порожний пробег автотранспорта к

Рейс

месту перевозки оборудования

буровой установки: КЗКТ-9102

трейлер г/п 65 т – 1 рейс; Краз-260

трейлер г/п 25-40 т –1 рейс; Урал-

4420 площадка-ОДАЗ-9385 г/п 12 т –

1рейс; Урал-4420 седельник-ОДАЗ-

9385 г/п 12 т –1рейс; Буксир (Татра-

815, Урал, т.д.) - 4 рейса; Автокран г/п

16-25 т -1 рейс; Автомобиль

сопровождения – 1 рейс

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть Бdoc.101-_031		Продолжение таблицы 12.6
		Продолжение таблицы 12.6
	1	2	3	4	5	6	7	8	9

	5	Бригадное хозяйство	шт	49,1-77,3	49,2-649		5	5	5
	Примечание -При строительстве каждой конкретной скважины порожние пробеги рассчитываются из следующих условий: – за подачу или возврат
	автомобиля к пункту первой погрузки или от пункта последней разгрузки, если оба пункта находятся за чертой населенного пункта, в котором
	расположено а/транспортное предприятие, при этом оплачивается наиболее короткий пробег (при расчетах по сдельным тарифам и тарифам на
	перевозку грузов на условиях платных автотонночасов); – за пробег автомобиля в обоих направлениях, когда перевозка не состоялась по вине
	заказчика; – за пробег автомобиля или следования своим ходом для работы вне места его постоянного пребывания сроком свыше суток и при
	возвращении обратно

00-00.Б031

25.12

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

26.12

Таблица 12.7 - Сведения по передвижке и сборке вышки

№

ВЫШКА

Тип

Высота, м

Способ сооружения или

Среднее расстояние передвижки

п/п

передвижки

(перетаскивания )

ВМР –45 -200 БУ 3200 /200

Сборка с последующей передвижкой

ЭУК –2М

в кусте

В кусте 18м, с куста на куст по транспортной схеме

А-образная БУ-2900/200 ЭПК-

43,1

Сборка с последующей передвижкой

В кусте 18м, с куста на куст по транспортной схеме

БМ

в кусте

Таблица 12.8 - Спецификация котельной установки

№

Вид

Котлы

Вид

топлива

Конструкция

Номер раздела таблицы

Количество скважин

Тип

здания

расценки по СНИР, УКР

одновременно

п/п

работы

Кол-во

котельной

обслуживаемых котельной

Бурение,

ПКН-2М

нефть

Металлический

монтаж по УКР эксплуатация

одна

крепление

передвижной

по расчету

скважин

каркас

Испытание

ППУ-1200х100

дизельное

Передвижная на

49,2-2796

одна

скважин с

топливо

шасси

А -60

автомобиля

1 Том

работы монтажные и Строительные

vk.com/club152685050

Том 1 Строительные и монтажные работы

12.2 Расчет фундаментов под буровую установку

Расчет фундаментов под вышечно-лебедочный блок буровых установок IRI 1700/270Е, БУ 4500/270 ЭК-БМ, БУ 3200 ЭУК-2М, БУ 3000 ЭУК-1М, БУ 2900/200 ЭПК-БМ проведен по деформациям, согласно требованиям СП 50-101-2004 « Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений». Конструкционной и эксплуатационной особенностью буровых установок IRI 1700/270Е, БУ 4500 ЭК-БМ, БУ 3000 ЭУК-1М, БУ 3200 ЭУК-2М, БУ 2900/200 ЭПК-БМ с эшелонным расположением оборудования, является возможность размещения всего комплекса оборудования (и осуществления полного цикла строительства скважины) на грунтах с низкой несущей способностью. Опорные балки металлоконструкций основания буровой установки и других блоков IRI 1700/270Е, БУ 4500/270 ЭК-БМ, БУ 3200 ЭУК-2М, БУ 3000 ЭУК-1М, БУ 2900/200 ЭПК-БМ устанавливаются на балки направляющие, предназначенные для распределения веса буровой установки на грунт. Количество направляющих балок, воспринимающих нагрузку от веса ВЛБ – 4 шт. Расчет проведен по максимальной нагрузке на крюке и наиболее тяжелому весу ВЛБ из выше перечисленных установок – БУ 4500/270 ЭК-БМ.

Рисунок 12.1 - Схема фундамента под вышечно-лебедочный блок

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	12.27
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Строительные и монтажные работы

Предусматривается отсыпка кустовой площадки (высота отсыпки – 4м), привозным минеральным грунтом, с целью защиты от подтопления грунтовыми и паводковыми водами и поверхностными стоками с прилегающих территорий. Предусмотрено уплотнение грунта насыпи, при уплотнении грунт поливается водой в количестве 10% от объема уплотняемого грунта выше уровня дневной поверхности.

Физико-механические свойства грунта площадки буровой приведены в таблицах № 1, 2.

ИГЭ-1а Насыпной грунт. Представлен песком мелким. Мощность слоя 4 м.

Таблица 12.9 - Нормативные и расчетные значения показателей физических свойств грунтов

-	Природная влажностьW	Плотность, т/м3			Влажность, %
инженерноНомер геологического элемента	Природная влажностьW	ρгрунта	грунтасухого ρ	частиц ρгрунта	границена текучестиW	границена Wраската
	% ,
	0				L
						p
				s
			d
1а	0,19	1,97	1,42	2,02	-	-

пластичностиЧисло I	Показатель Iтекучести	Коэффициент пористостие	Коэффициент Sводонасыщения
			r
	L
, %
p
-	-	0,63	0,9

Таблица 12.10 - Нормативные и расчетные значения характеристик физико-механических свойств грунтов

Номер -инженерно геологического элемента	Удельное сцепление, кПа			Угол внутреннего трения,			Модуль деформацииЕ, МПа
				Угол внутреннего трения,
					градус
					градус

	Cn	CII	CI	ϕn	ϕII	ϕI
1а	2	2	3	35	28	33	21
	2	2	3	35	28	33	21

Из условий бурения скважин на Приобском месторождении максимальная нагрузка на подошву фундамента под вышечно-лебедочным блоком составит:

Q max = Q1 + Q2 + Q3 + Q4+ Q5

где:

Q1 - максимально допускаемая нагрузка на крюке - 270 т

Q2 – вес вышечно-лебедочного блока – 253 т

Q3 - вес направляющих балок - 6,815 * 4 = 27,26 т

Q4 – максимальная масса обсадной колонны на подсвечнике – 102,49 т

Q5 – масса лежневого настила – 49,248 т

Q max = Q1+ Q2 + Q3+ Q4 = 270 + 253 + 27,26 + 102,49 + 49,248 = 701,998 т

Нагрузка распределена равномерно по опорам

Определение среднего давления на подошве фундамента

Pср. =	Q max	=		701,998	= 2,17 т/м 2 = 22,1 кПа

	lxbxn		18 ×18 ×1

Определение расчетного сопротивления грунта основания

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	12.28
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Строительные и монтажные работы

R = 1,3х1 × (0,98 ×1×18 ×1,97 + 4,93 × 0 + 7,4 × 0,2) = 47,1 т/м 2 1

где:

γ c1 = 1,3	γ c2 = 1		коэффициенты условий работы

М γ = 0,98	Mg = 4,93	Mc = 7,4	коэффициенты
b = 18 м			ширина фундамента
L = 18 м			длина фундамента

d1 = 0			глубина заложения фундамента
Е = 21 МПа			модуль деформации
γ II = ρ = 1,97 т/м3			плотность грунта

CII =2 кПа = 0,2 т/м2	расчетное значение удельного сцепления грунта, залегающего
	непосредственно над подошвой фундамента
К = 1	коэффициент (прочностные характеристики грунта определены
К = 1	непосредственными испытаниями)
	непосредственными испытаниями)
Kz = 1	коэффициент

При расчетах фундамента по деформациям необходимо соблюдения условия работоспособности фундамента:

Pср < R x m

где: m = 1 - коэффициент динамичности

2,17 т/м 2 < 47,1 т/м 2

Расчет осадки грунта основания фундамента под вышечно-лебедочным блоком

Схема распределения вертикальных напряжений в линейно деформируемом пространстве

Pcр=2,17

NL=FL=d

Z1=1 м

1 м

ρ=1,97 т/м3

σzig20

σzip

2,123

Z2=2 м

ρ=1,97 т/м3

2,102

Z3=3 м

ρ=1,97 т/м3

2,080

Z4=4 м 1

2,037

ВС= DL

ρ=1,97 т/м

где:

d - глубина заложения фундамента от уровня планировки DL - отметка поверхности природного рельефа

NL - отметка планировки

FL - отметка подошвы фундамента

BC - нижняя граница сжимаемой толщи

Расчет σzg (вертикальное напряжение от собственного веса грунта на глубине Zi в подошве слоя)

σzig = ρi х Zi, кПа

σz1g = 1,97 т/м2 = 20 кПа σz2g = 3,94 т/м2 = 39 кПа

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	12.29
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Строительные и монтажные работы

σz3g = 5,91 т/м2 = 59 кПа σz4g = 7,88 т/м2 = 79 кПа

Расчет σzp (дополнительное вертикальное напряжение от собственного веса грунта на глубине Zi, в подошве слоя)

σzip = α х Po кПа

Ро = Рср

ξ= n x Zi / b n = L / b = 1

ξ- относительная глубина α - коэффициент

L - длина фундамента

Ро - дополнительное вертикальное b - ширина фундамента

Давление на основание:

ξ1=0,06	α = 0,98
ξ2=0,11	α =0,97
ξ3=0,17	α =0,96
ξ4=0,22	α =0,94

z1p

z 2p

z 3p

z 4p

=2,123 кПа

=2,102 кПа

=2,080 кПа

=2,037 кПа

Расчет осадки фундамента под вышечно-лебедочный блок

S = 0 ,8 × S σ 2 p × h ;

Ѕ=

0,07

S =0,07 cм < Sдоп = 10 см что обеспечивает нормальную работу фундамента.

Заключение:

Учитывая то, что выполняются водозащитные меры от попадания сточных вод и отходов бурения сверху под основанием вышечного блока, в зонах насосного блока и блоков очистки, приготовления, хранения бурового раствора с отводом сточных вод в шламовый амбар, гидроизоляция днища и стенок шахты устья скважины, а также гидроизоляция шламового амбара глинопорошковой пастой и полиэтиленовой пленкой, то смачивание грунта, как сверху, так и снизу, на глубину 4,4 м, практически исключается.

Выполненный расчет фундамента основания по деформациям показывает, что выбранный фундамент под вышечно-лебедочный блок буровых установок IRI 1700/270Е, БУ 4500/270 ЭК-БМ, БУ 3200 ЭУК-2М, БУ 3000 ЭУК-1М, БУ 2900/200 ЭПК-БМ при использовании его на площадке строительства скважин на Приобском месторождении является работоспособным.

Литература:

1.СП 50-101-2004 « Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений»

2.В.Ф. Абубакиров, В.Л. Архангельский и др. Справочник. "Буровое оборудование", М. Недра. 2000г.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	12.30
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Продолжительность строительства скважины

13 Продолжительность строительства скважины

Таблица 13.1 - Продолжительность строительства скважины БУ 3000 ЭУК-1М

		Вид монтажа		Продолжительность цикла строительства скважины, сут.
	-монтажныеСтроительно перевозкидляработы -монтажнойвышко ),(мобилизациябригады .сут
			всего		-строительно работымонтажные	подготовительные бурениюкработы		ибурение крепление	в том числе
			всего						в том числе

												испытание

											всего		в			в экс,
												открытом				колонне
												стволе

-		первичный	151,26		76,2	4		16,57			54,49	-				54,49

		Повторный
-		Крупноблочный	138,04		62,98	4		16,57			54,49	-				54,49
		Агрегатный
			125,92		50,86	4		16,57			54,49	-				54,49
-		Передвижка 15-	77,06		2	4		16,57			54,49	-				54,49
-		20 м	77,06		2	4		16,57			54,49	-				54,49
		20 м
	Примечание - Работы по мобилизации данным проектом не предусматриваются и не
	осмечиваются.
	Таблица 13.2 - Продолжительность бурения по интервалам глубин

	Бурение под колонну				Интервал, м						Количество				Суток на
											метров				интервал
				от			до



	направление		0				30			30					0,06
	кондуктор		30				1393			1363					3,18
	эксплуатационная колонна		1393				3368			1975					6,60
	всего:														9,84
	Таблица 13.3 - Продолжительность крепления и испытания

		Наименование параметра												Суток на
		Наименование параметра												интервал
														интервал

				направлением											0,71
	Крепление:			кондуктором											2,45
	Крепление:			эксплуатационной колонной											3,57
				эксплуатационной колонной											3,57
				всего:											6,73

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	13.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Продолжительность строительства скважины
Таблица 13.4 - Продолжительность строительства скважины БУ 3200 ЭУК-2М

	Вид монтажа	Продолжительность цикла строительства скважины, сут
-монтажныеСтроительно перевозкидляработы -монтажнойвышко ),(мобилизациябригады .сут
		всего	-строительно работымонтажные	подготовительные бурениюкработы	ибурение крепление	в том числе
		всего				в том числе

								испытание

							всего	в	в экс,
								открытом	колонне
								стволе

-	первичный	151,26	76,2	4	16,57		54,49	-	54,49

	Повторный
-	Крупноблочный	138,04	62,98	4	16,57		54,49	-	54,49
	Агрегатный
		12,92	50,86	4	16,57		54,49	-	54,49
-	Передвижка 15-	77,06	2	4	16,57		54,49	-	54,49
-	20 м	77,06	2	4	16,57		54,49	-	54,49
	20 м

Примечание - Работы по мобилизации данным проектом не предусматриваются и не осмечиваются.

Таблица 13.5- Продолжительность бурения по интервалам глубин

Бурение под колонну	Интервал, м		Количество	Суток на
			метров	интервал
	от	до



направление	0	30	30	0,06
кондуктор	30	1393	1363	3,18
эксплуатационная колонна	1393	3368	1975	6,60
всего:				9,84

Таблица 13.6 - Продолжительность крепления и испытания

Наименование параметра		Суток на
Наименование параметра		интервал
		интервал

	направлением	0,71
Крепление:	кондуктором	2,45
Крепление:	эксплуатационной колонной	3,57
	эксплуатационной колонной	3,57
	всего:	6,73

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	13.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Продолжительность строительства скважины

Таблица 13.7 - Продолжительность строительства скважины IRI -1700/270Е

		Вид монтажа		Продолжительность цикла строительства скважины, сут
	-монтажныеСтроительно перевозкидляработы -монтажнойвышко ),(мобилизациябригады ,сут
			всего		-строительно работымонтажные	подготовительные бурениюкработы		ибурение крепление	в том числе
			всего						в том числе

												испытание

											всего		в			в экс,
												открытом				колонне
												стволе

-		первичный	141,28		66,22	4		16,57			54,49	-				54,49

-		Повторный				4		16,57			54,49	-				54,49
-		Крупноблочный	128,79		53,73	4		16,57			54,49	-				54,49
		Крупноблочный	128,79		53,73
		Агрегатный	111,82		36,76	4		16,57			54,49	-				54,49
		Агрегатный	111,82		36,76
-		Передвижка 15-	77,02		1,96	4		16,57			54,49	-				54,49
-		20 м	77,02		1,96	4		16,57			54,49	-				54,49
		20 м
	Примечание - Работы по мобилизации данным проектом не предусматриваются и не
	осмечиваются.
	Таблица 13.8 - Продолжительность бурения по интервалам глубин

	Бурение под колонну				Интервал, м						Количество				Суток на
											метров				интервал
				от			до



	направление		0				30			30					0,06
	кондуктор		30				1393			1363					3,18
	эксплуатационная колонна		1393				3368			1975					6,60
	всего:														9,84
	Таблица 13.9 - Продолжительность крепления и испытания

		Наименование параметра												Суток на
		Наименование параметра												интервал
														интервал

				направлением											0,71
	Крепление:			кондуктором											2,45
	Крепление:			эксплуатационной колонной											3,57
				эксплуатационной колонной											3,57
				всего:											6,73

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	13.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Продолжительность строительства скважины
Таблица 13.10 - Продолжительность строительства скважины БУ-4500/270 ЭК-БМ

	Вид монтажа	Продолжительность цикла строительства скважины, сут
Строительно-монтажные работы для перевозки вышко-монтажной бригады (мобилизация), сут,
		всего					в том числе

			строительно- монтажные работы							испытание
				подготовительные работы к бурению
									всего	в		в экс,
										открытом		колонне
										стволе
						бурение и крепление

-	первичный	166,06	91	4		16,57			54,49	-		54,49

-	Повторный	153,06	78	4		16,57			54,49	-		54,49
-	Агрегатный	153,06	78	4		16,57			54,49	-		54,49
	Агрегатный

-	Передвижка	78,46	3,4	4		16,57			54,49	-		54,49
-	15-20 м	78,46	3,4	4		16,57			54,49	-		54,49
	15-20 м
Примечание - Работы по мобилизации данным проектом не предусматриваются и не
осмечиваются.
Таблица 13.11 - Продолжительность бурения по интервалам глубин

Бурение под колонну			Интервал, м						Количество		Суток на
									метров		интервал
		от			до



направление		0			30			30			0,06
кондуктор		30			1393			1363			3,18
эксплуатационная колонна		1393			3368			1975			6,60
всего:											9,84

Таблица 13.12 - Продолжительность крепления и испытания

Наименование параметра		Суток на
Наименование параметра		интервал
		интервал

	направлением	0,71
Крепление:	кондуктором	2,45
Крепление:	эксплуатационной колонной	3,57
	эксплуатационной колонной	3,57
	всего:	6,73

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	13.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Продолжительность строительства скважины

Таблица 13.13 - Продолжительность строительства скважины БУ-2900/200 ЭПК-БМ

		Вид монтажа	Продолжительность цикла строительства скважины, сут
	Строительно-монтажные работы для перевозки вышко-монтажной бригады (мобилизация), сут,
			всего					в том числе

				строительно- монтажные работы							испытание
					подготовительные работы к бурению
										всего	в		в экс,
											открытом		колонне
											стволе
							бурение и крепление

-		первичный	171,66	96,6	4		16,57			54,49	-		54,49

-		Повторный	123,86	48,8	4		16,57			54,49	-		54,49
-		Агрегатный	123,86	48,8	4		16,57			54,49	-		54,49
		Агрегатный

-		Передвижка	79,76	4,7	4		16,57			54,49	-		54,49
-		15-20 м	79,76	4,7	4		16,57			54,49	-		54,49
		15-20 м
	Примечание - Работы по мобилизации данным проектом не предусматриваются и не
	осмечиваются.
	Таблица 13.14 - Продолжительность бурения по интервалам глубин

	Бурение под колонну			Интервал, м						Количество		Суток на
										метров		интервал
			от			до



	направление		0			30			30			0,06
	кондуктор		30			1393			1363			3,18
	эксплуатационная колонна		1393			3368			1975			6,60
	всего:											9,84

Таблица 13.15 - Продолжительность крепления и испытания

Наименование параметра		Суток на
Наименование параметра		интервал
		интервал

	направлением	0,71
Крепление:	кондуктором	2,45
Крепление:	эксплуатационной колонной	3,57
	эксплуатационной колонной	3,57
	всего:	6,73

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	13.5
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1

Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчеризации

14 Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчеризации

Таблица 14.1 - Средства механизации и автоматизации, элементы малой механизации при бурении с буровых установок

		Кол-
№	Наименование	во,	Шифр	Номера чертежей или
п/п	приспособлений и устройств	шт/	Шифр	технические условия
п/п	приспособлений и устройств	шт/		технические условия
		ком.
1	2	3	4	5
1	Автоматический	1	АКБ - 4	ТУ 26-02-28-79
1	стационарный ключ	1	(АКБ-3М2)	ТУ 26-02-28-79
	стационарный ключ		(АКБ-3М2)
			ПКР БО 700
2	Пневматический клиновой	1	ПКО 560 М-01	ТО 14072,66-040
	Пневматический клиновой		ПКР-560М
	захват		ПКР-560М
	захват		ПКР 560-320МУ
			ПКР 560-320МУ
			ПКРО-560М
	Подвесной буровой		ПБК-4	ТУ 26-02-80-83
	механизированный ключ
				Сертификат соответствия
				№ РОСС US,АЯ04,
				В04806
	(Гидравлический ключ		Модель 16-25	Разрешение ГГТН РФ
3	« Везерфорд»)	1		№ РРС 03-2622
				Сертификат соответствия
				№ РОСС СN,АЯ46,
	(Ключи гидравлические		TQ340-35	А06710
	модель «TQ»)			Разрешение
				Ростехнадзора
				России № РРС 00-16871
4	Пневмораскрепитель	1	ПРС-1	ТУ 26-02-28-79
4	свечей	1	ПРС-1	ТУ 26-02-28-79
	свечей
5	Вспомогательная лебедка	1	ЛВ-44-1	ТУ 39-1020-85
6	Кран консольно-поворотный	1	КПБ-3М	ТУ26-02-24-80
6	Кран консольно-поворотный	1	12КП-3	ТУ26-02-24-80
			12КП-3
7	Ключи машинные подвесные	2	КМБ 108-212	ТУ 26-02-842-79
7	Ключи машинные подвесные	2	КМБ 203-320	ТУ 26-02-842-79
			КМБ 203-320
8	Счетчик работы талевого	1	СРК-1	-
8	каната	1	СРК-1	-
	каната
	Приспособление для
9	отвинчивания и завинчивания	1	ОТД	ТУ39-920-84
9	шарошечных долот (доска),	1	ОТД	ТУ39-920-84
	шарошечных долот (доска),
	для каждого диаметра долота
	Приспособление для долива
10	скважины при подъёме	1	-	ТУ 26-16-7-76
	инструмента
	Отключатель буровой лебедки		ОБЛ 201,000,У1,	ТУ 3661-027-00135786-
11	при перегрузке талевой	1	ОБЛ 201,000,У1,	2002
11	при перегрузке талевой	1	(ОБЛУ)	2002
	системы и вышки		(ОБЛУ)	(ТУ 39-01-05-502-79)
	системы и вышки			(ТУ 39-01-05-502-79)
12	Автоматический затаскиватель	-	АК-1	ТУ 39-856-83
	ведущей трубы в шурф
	Механизм крепления
13	неподвижного конца	1	МПДК-200	ТУ39-01-245-76
	талевого каната
14	Успокоитель талевого	1	УТК	ТУ39-1020-85
	каната
15	Ограничитель подъёма	1	ОТБ-ЭД	ТУ 39-01-05-502-79
	талевого блока
16	Пульт контроля процесса	1	ПКБ-2	-

СамараНИПИнефть		031Б.00-00		14.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчеризации

		Кол-
№	Наименование	во,	Шифр	Номера чертежей или
п/п	приспособлений и устройств	шт/	Шифр	технические условия
п/п	приспособлений и устройств	шт/		технические условия
		ком.
1	2	3	4	5
	бурения
17	Комбинированный колпачок	1	ММБ9-3-121	ТУ39-01-324-77
	для подноски долот
18	Устройство против разбрызгивания	1	УПР	ТУ 39-01-684-81
	бурового раствора
19	Машинка для стягивания	1	СЦ	Черт,№305,000СБ
19	втулочно-роликовых цепей	1	СЦ	(ВНИИБТ)
20	Ключ для загибания шпилек	1	-	ТУ 39-033-74
20	втулочно-роликовых цепей	1	-	ТУ 39-033-74
			КНЦ-1
21	Ключи цепные	2	КНЦ-2	ТУ26-02-355-76
			КНЦ-3
22	Очиститель бурильных труб	2	ОТБ	ТУ39-01-06-704-81
23	Гидравлический тормоз	1	УТГ-1450	-
24	Приспособление для рубки	1	ПРК-35	ТУ39-01-05-335-77
	стальных канатов
25	Тележка для выброса	1	ММБ-20	ТУ-39-01-261-76
	бурильных труб
26	Съёмник гидравлический для	1	-	СГ2-00,000,СБ
	буровых насосов
27	Подсвечник с подогревом	1	-	ТУ 41-01-350-78
28	Индикатор давления	1	ИДП-1	-
	(показывающий)
	Устройство для эвакуации			14077,66,000 РЭ
29	Устройство для эвакуации	1	Канатного типа	ОАО« Уралмаш» ОГК БО
	верхового рабочего			ПО
				ПО

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	14.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчеризации
Таблица 14.2 - Средства механизации и автоматизации, элементы малой механизации
при выполнении работ с установки «А-60»

№	Наименование	Кол.		Номера чертежей или
№	Наименование	шт/	Шифр	Номера чертежей или
п/п	приспособлений и устройств	шт/	Шифр	технические условия
п/п	приспособлений и устройств	ком.		технические условия
		ком.
1	2	3	4	5
	Комплект открыточелюстного
1	гидравлического трубного	1	Модель 45000	имп,
	ключа « Ойл Кантри»
2	Клиновая подвеска (спайдер)	1	-	имп,
2	« Ойл Кантри»	1	-	имп,
	« Ойл Кантри»
	Приспособление отвинчивания и
3	завинчивания шарошечных долот	1	ОТД	ТУ39-920-84
	(доска)
4	Комбинированный колпачок	1	ММБ9-3-121	ТУ39-01-324-77
4	для подноски долот	1	ММБ9-3-121	ТУ39-01-324-77
	для подноски долот
5	Устьевое сальниковое устройство	1	УСУ-1	-
6	Машинка для стягивания	1	СЦ	Черт ,№ 305,000
6	втулочно-роликовых цепей	1	СЦ	СБ (ВНИИБТ)
	втулочно-роликовых цепей			СБ (ВНИИБТ)
7	Ключ для загибания шпилек	1	-	ТУ 39-033-74
7	втулочно-роликовых цепей	1	-	ТУ 39-033-74
	втулочно-роликовых цепей
8	Ключ цепной	1	КЦО-1	-
9	Ключ трубный для механического	2	КТГУ-М73	-
9	свинчивания и развинчивания труб	2	(КТГУ-73)	-
	свинчивания и развинчивания труб		(КТГУ-73)
10	Ключ трубный для свинчивания и	1	КТНД-73	-
10	развинчивания труб вручную	1	или КТД-73	-
11	Ключ одношарнирный трубный	1	КОТ 89-132	-
12	Очиститель труб	2	ОТБ	ТУ39-01-06-704-81
13	Приспособление для рубки	1	ПРК-35	ТУ39-01-05-335-77
	стальных канатов

Примечания к таблицам 14.1, 14.2:

1, Используемое оборудование и технические устройства в том числе и импортного производства в соответствии с требованиями п. 1.2.19., 1.2.20., 1.2.23. « Правил безопасности…» [3] должны быть сертифицированы и иметь сертификаты на соответствие требованиям промышленной безопасности выданное Федеральной Службой по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору.

2, Технические устройства, применяемые в процессе строительства скважин, подлежат экспертизе промышленной безопасности, Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности по установленному перечню технических устройств должен соответствовать требованиям нормативных документов Федеральной Службы по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору.

Таблица 14.3 - Средства контроля

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	14.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчеризации

№	Наименование	Шифр
п/п
	Станция геолого-технологических исследований с ком-
1	плексом наземных технологических датчиков системы	КУБ-01
	контроля и управления процессом бурения
2	Система технологического контроля параметров бурения	СГТ-микро
2	компьютеризованная	(ТУ 4210-012-002305085-96)
	компьютеризованная	(ТУ 4210-012-002305085-96)
	Гидравлический индикатор веса в составе:	ГИВ-6-М2-1
3	Датчик веса	ТД-300
3	Блок вторичных приборов	СНИЦ 423,311,002-01
	Блок вторичных приборов	СНИЦ 423,311,002-01
	Манометр самопишущий	ДМ 2001,СНИЦ 406,131,001
	Динамометр электронный, в составе:	МС 130
4	Датчик силоизмерительный	МС 130,02,00,0,00
	Индикатор выносной	МС 130,03,00,0,00
5	Манометр нагнетательной системы	МП4-У
	Манометры пневмосистемы	ДМ 8008-ВУ
6		МТП-3М
		МТ-УХЛ3
7	Электроконтактный манометр пневмосистемы	ЭКМ-16
8	Автоматический указатель уровня приёмной и доливной	УП-11М или
8	емкостей	ЭХО-3
	емкостей	ЭХО-3
9	Сигнализатор уровня	СУ 4-5РУХЛ3
10	Сигнализатор газопроявлений	СТМ-10-0004-ДБН
11	Счетчик расхода холодной воды	СТВ-100
12	Газоанализатор (на оксид углерода, метан)	ГИАМ-5
13	Газоанализатор (на оксид азота)	344хЛО2
14	Лаборатория буровых растворов	ЛГР
15	Комплект лаборанта	КЛР-1
16	Пульт управления противовыбросовым оборудованием	СУ21-65

Таблица 14.4 - Средства вентиляции закрытых помещений буровой установки

	Место			Шифр вентиляционной		Количество
расположения			Тип вентиляционной	Шифр вентиляционной		устанавли-
расположения			Тип вентиляционной		установки, шифр	устанавли-
вентиляционной			установки		установки, шифр	ваемых вен-
вентиляционной			установки		электропривода	ваемых вен-
системы					электропривода	тиляторов
системы						тиляторов
			Приточно-вытяжная с	Вентилятор крышный ВКР-
			механическим побужде-	Вентилятор крышный ВКР-		2
Над виброситами			механическим побужде-	4В, Эл,дв, АИМ71А6У2
Над виброситами			нием во взрывозащищен-	4В, Эл,дв, АИМ71А6У2
			нием во взрывозащищен-	(ТУ 4861-004-42907872-01)
			ном исполнении	(ТУ 4861-004-42907872-01)
			ном исполнении
Над рабочими			Приточно-вытяжная с	Вентилятор крышный ВКР-
Над рабочими			механическим побужде-	Вентилятор крышный ВКР-
емкостями для			механическим побужде-	4В, Эл,дв, АИМ71А6У2		2
емкостями для			нием во взрывозащищен-	4В, Эл,дв, АИМ71А6У2		2
бурового раствора			нием во взрывозащищен-	(ТУ 4861-004-42907872-01)
бурового раствора			ном исполнении	(ТУ 4861-004-42907872-01)
			ном исполнении
Таблица 14.5 - Средства диспетчеризации

№		Наименование, тип, вид, шифр и т.д.			Шифр
п/п		Наименование, тип, вид, шифр и т.д.			Шифр
п/п
1			2		3
1		Радиотелефон			-
2		Прибор громкоговорящей связи			ПГС-3У2, ПГС-10У2
2		Прибор громкоговорящей связи			(ТУ25-15,743-75)
					(ТУ25-15,743-75)

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	14.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

15 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

15.1 Общие сведения

Работы по организации безопасных условий труда на опасном производственном объекте должны проводиться в строгом соответствии с требованиями Федерального закона № 116-ФЗ « О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97г. Федерального закона № 128-ФЗ « О лицензировании отдельных видов деятельности» от 08.08.01г. (с изменениями и дополнениями к закону, от 13, 21 марта, 9 декабря 2002 г., 10 января, 27 февраля, 11, 26 марта, 23 декабря 2003 г., 2 ноября 2004 г., 21 марта, 2 июля, 31 декабря 2005 г., 27 июля, 4, 29 декабря 2006 г., 5 февраля 2007 г.), ПБ 08-624-03 « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Госгортехнадзором России 05.06.2003 г. и введенных в действие с 30.06.2003 г. и

«Основных положений об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности», М., 1996г.

Ввышеназванных документах отражены организационные, технические и технологические требования, выполнения которых являются обязательными для обеспечения безопасного производства работ при строительстве, эксплуатации, консервации, ликвидации всех видов скважин.

Впроекте разработан специальный подраздел 1.19 « Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности», в котором рассмотрены условия возникновения пожарной опасности на опасном производственном объекте и разработаны пожарно-профилактические мероприятия по её предупреждению.

Перечень основных нормативных и руководящих документов по промышленной безопасности, охране труда и промышленной санитарии, которыми необходимо руководствоваться при проведении подготовительных работ к строительству скважин, вышкомонтажных работ, бурению, креплению и испытанию (освоению) скважин приводится ниже:

1.Федеральный закон « О промышленной безопасности опасных производственных объектов»,

от 21.07.1997г. № 116-ФЗ,

2.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных Госгортехнадзором России 05.06.2003 г. и введенных в действие с 30.06.2003 г.

3.Требования безопасности к буровому оборудованию для нефтяной и газовой промышленности, Госгортехнадзор России, от 17.03.99г. № 19,

4.Положения о порядке разработки (проектирования), допуска и испытания, и выдачи разрешений на применение нового бурового, нефтепромыслового, геологического оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и технологических процессов, Госгортехнадзор России, 08.02.2002, № 4,

5.Основные положения об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности,

М., 1993г,

6.Положение о Федеральной службе по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору, УТВЕРЖДЕНО постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля

2004 г, № 401,

7.« О регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов», Постановление Правительства Российской Федерации от 24.11.98 № 1371.

8.« Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте», Постановление Правительства РФ от 10.03.99, № 263.

9.Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, Постановление Госгортехнадзор России от

30.04.02г. № 21.

10.ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения по безопасности труда. Общие положения.

11.« О перечне технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах и подлежащих сертификации». Постановление правительства РФ от 11.08.98г. № 928.

12.« О применении технических устройств на опасных производственных объектах», Постановление правительства РФ от 25.12.98г. № 1540.

13.Положение о регистрации, оформлении и учете разрешений на изготовление и применение технических устройств в системе Госгортехнадзора России (РД 03-247-98), Приказ Госгортехнадзора России от 10.12.98г. № 239.

14.Правила сертификации поднадзорной продукции для потенциально опасных промышленных производств, объектов и работ, (РД 03-85-95), Приказ Госгортехнадзора России от 02.02.95г.

№ 5.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

15Методические рекомендации по организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах, (РД 04- 355-00), Приказ Госгортехнадзора России от 26.04.00г. № 49.

16Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей ПТЭЭП-2003, с 01.06.03г.

17Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок, ПОТРМ –016-2001, РД 153-34.0-03.150-00, Москва, 2001г.

18Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов, НПЮ-382-00

19Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов манипуляторов, ПБ

10-382-00.

20Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, Госгортехнадзор, ПБ 03-576-03.

21Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, ПБЮ-574-03.

22Единые правила безопасности при взрывных работах, Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 30.01.2001г. №3.

23Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с использованием недр, Госгортехнадзор России, 02.06.99 г.

24Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, Госгортехнадзор России, 22.05.2002г., Москва,2002 г.

25Единый тарифно-квалификационный справочник работ и профессий рабочих, вып.6, 2000 г.

26Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте, (РД 08-435-02), Утвержденная постановлением Госгортехнадзора РФ от 11.03.02г. № 14.

27РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах, Госгортехнадзор, 1997г.

28Положение О порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных производственных объектах, (РД 03-485-02) Постановление Госгортехнадзора РФ от

5.09.02г. № 154.

29Федеральный закон N 128-ФЗ от 8 августа 2001 г. "О лицензировании отдельных видов деятельности" (с изменениями от 13, 21 марта, 9 декабря 2002 г., 10 января, 27 февраля, 11, 26 марта, 23 декабря 2003 г., 2 ноября 2004 г., 21 марта, 2 июля, 31 декабря 2005 г., 27 июля, 4, 29 декабря 2006 г., 5 февраля 2007 г.).

15.2 Промышленная безопасность опасных производственных обьектов, Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности

Промышленная безопасность опасных производственных объектов – состояние защищённости жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.

Требования промышленной безопасности – условия и запреты, ограничения и другие обязательные требования, содержащиеся в Федеральном Законе « О промышленной безопасности опасных производственных объектов» других федеральных законах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации, а также в нормативных технических документах, которые принимаются в установленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленную безопасность.

Согласно статьи 2 Федерального Закона № 116-ФЗ от 21.07.97г « Участок ведения буровых работ» - буровая площадка (кустовая или одиночная) с установленной и работающей на ней стационарной или передвижной установкой для бурения и освоения скважины, является опасным производственным объектом второго типа (приложение 1 Федерального Закона, п. 1.2.3.5), так как относится к категории производственных объектов на которых:

1)получаются, используются, образуются, хранятся, транспортируются следующие опасные вещества:

а) воспламеняющиеся вещества – газы, которые при нормальном давлении и в смеси с воздухом становятся воспламеняющимися и температура кипения которых при нормальном давлении составляет 20 градусов Цельсия или ниже; б) горючие вещества – вещества, газы, пыли, способные самовозгораться, а также

возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления; в) взрывчатые вещества – вещества, которые при определенных видах внешнего

воздействия способны на очень быстрое самораспространяющееся химическое превращение с выделением тепла и образованием газов;

2)используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 градусов Цельсия;

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

3)используются стационарно установленные грузоподъемные механизмы, эскалаторы, канатные дороги, фуникулеры;

4)ведутся горные работы, работы по обогащению полезных ископаемых, а также работы в подземных условиях.

В соответствии со статьей 9 Федерального Закона № 116-ФЗ предъявляются следующие требования промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта:

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:

∙Соблюдать положения настоящего Федерального Закона, других Федеральных Законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности;

∙Иметь лицензию на осуществление конкретного вида деятельности в области промышленной безопасности, подлежащего лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации;

∙Обеспечивать укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями;

∙Допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удостоверяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

∙Обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности;

∙Иметь на опасном производственном объекте нормативные правовые акты и нормативные технические документы, устанавливающие правила ведения работ на опасном производственном объекте;

∙Организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

∙Обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями;

∙Обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, а также проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, в установленные сроки и по предъявляемому в установленном порядке предписанию федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, или его территориального органа;

∙Предотвращать проникновение на опасный производственный объект посторонних лиц;

∙Обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению опасных

веществ.

Согласно РД 03-484-02 [76] по достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, стандартах, правилах безопасности, дальнейшая эксплуатация технического устройства, оборудования и сооружения без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается.

Порядок проведения сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений, находящихся в эксплуатации, включает следующие основные этапы:

∙Установление необходимости проведения работ по продлению сроков безопасной эксплуатации;

∙Подачу и рассмотрение заявки на проведение работ по продлению срока эксплуатации и прилагаемых к ней документов;

∙Разработку, согласование и утверждение программы работ;

∙Проведение работ, предусмотренных программой, анализ полученной информации и результатов, выработку технического решения о возможности продления, разработку частных и итогового заключений по результатам выполненных работ;

∙Подготовку, согласование и утверждение решения о возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений и, при необходимости, плана корректирующих мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на продляемый период;

∙Принятие решения о дальнейшей эксплуатации (или прекращение эксплуатации);

∙Проведение заявителем корректирующих мероприятий, предусмотренных решением о возможности продления срока безопасной эксплуатации оборудования и сооружений;

∙Контроль за выполнением корректирующих мероприятий.

Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений проводятся:

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

∙По заявке заказчика при выработке техническим устройством, оборудованием, сооружением нормативного срока эксплуатации;

∙По требованию Ростехнадзора России или его территориального органа, предъявляемому в установленном порядке.

Работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений выполняют экспертные организации.

При наличии организационно-технических возможностей (аттестованные лаборатории, персонал) некоторые работы по контролю технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений по согласованию с экспертной организацией могут выполняться эксплуатирующей организацией, что должно быть отражено в программе работ по продлению срока безопасной эксплуатации.

Итоговое заключение о возможности продления срока безопасной эксплуатации технического устройства, оборудования и сооружения (заключение экспертизы промышленной эксплуатации) подписывается руководителем экспертной организации и утверждается в установленном

порядке (п.4 ст.13 Федерального Закона № 116-ФЗ « О промышленной безопасности опасных производственных объектов», « Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [77], утвержденные постановлением Правительства РФ от 6.11.98., № 64).

Решение о продлении эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений в пределах продления сроков эксплуатации, их замене, ремонте или снижении рабочих параметров принимается руководителем эксплуатирующей организации, Решение не должно противоречить выводам экспертизы (итогового заключения).

Согласно статьи 11 Федерального Закона № 116-ФЗ предъявляются следующие требования к производственному контролю по промышленной безопасности:

∙Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана организовывать

иосуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности в соответствии с « Правилами организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте» (постановление Правительства РФ от 10,03,99г. ,№ 263);

∙Каждая эксплуатирующая организация на основании вышеуказанных « Правил…» разрабатывает положение о производственном контроле с учетом профиля производственного объекта, Положение о производственном контроле утверждается руководителем эксплуатирующей организации при обязательном согласовании и регистрации с территориальными органами Ростехнадзора:

∙Ежеквартально эксплуатирующая организация должна предоставлять в территориальный орган Ростехнадзора информацию о проделанной работе по осуществлению производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте.

15.3 Общие сведения о химреагентах, применяемых при кислотных обработках

Соляная кислота (HCl) представляет собой раствор хлористого водорода в воде. Техническая соляная кислота содержит 20-30% хлористого водорода. Соляная кислота при частом и длительном воздействии на тело человека вызывает воспаление с пузырями и язвенные болезни. При вдыхании паров наблюдается раздражение слизистой оболочки носа, рта, воспаление соединительной оболочки глаз, помутнение роговицы, охриплость, чувство удушья, покалывание в груди насморк, кашель.

Плавиковая кислота (HF) представляет собой водный раствор фтористого водорода, относящийся к сильнодействующим ядовитым веществам. Техническая плавиковая кислота содержит 30-40% фтористого водорода. Легко разрушает стекло. При попадании на кожу человека кислота действует сильно-прижигающе, вызывает образование, дерматитов, язв. При высоких концентрациях паров кислоты появляется раздражение глаз, слизистой оболочки носа, слезотечение, слюнотечение, спазмы гортани, бронхов и смерть вследствие поражения лёгких. Небольшая доза (5-10 грамм) концентрированной плавиковой кислоты, попавшей внутрь организма человека, приводит к смертельному исходу.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

15.3.1 Общие требования по безопасному обращению с кислотами

Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента. К выполнению опытнопромысловых работ по закачке композиций допускаются лица, ознакомленные с инструкциями по закачке определенных видов химреагентов, знающие правила и нормы по технике безопасности при капитальном и подземном ремонте скважин, прошедшие медицинскую комиссию.

На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов должен быть:

∙аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;

∙запас чистой пресной воды;

∙нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).

Все емкости для химреагентов должны быть установлены на расстоянии не менее 10м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1м. На нагнетательном трубопроводе у устья скважины должны быть установлены обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре - на затрубной линии, манометр. Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

Запрещается ремонтировать оборудование и нагнетательную линию во время закачки химреагентов в скважину, а так же подтягивать соединения, устранять течи.

Во время работ по закачке композиции, присутствие людей в непосредственной близости от устья скважины и нагнетательных трубопроводов запрещается.

Выполнение работ по закачке кислоты допустимо до следующего предела температур: Без ветра минус 38 0С При скорости ветра до 5м/с минус 36 0С

При скорости ветра от 5 до 10 м/с минус 35 0С При скорости ветра свыше 10м/с минус 32 0С

Указанные пределы температур регламентируют работу людей. При выполнении операций связанных с завозом и разбавлением на кустовой площадке концентрированной 24 – 28% кислоты, допустимо ориентироваться на указанные предельные температуры, поскольку концентрированная соляная кислота имеет предел замерзания минус 58 0С. Несмотря на это, в зимнее время при выполнении работ обязательно присутствие передвижной паровой установки (ППУ).

Кислотные составы на основе 15% соляной кислоты не замерзают до температуры минус 25 0С, Без применения ППУ предел выполнения работ с 15% кислотными составами устанавливаются в пределах температуры минус 25 0С.

После закачки химреагентов до разборки нагнетательной системы агрегата, должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость. Остатки химреагентов следует собрать и доставлять в специально отведенное место (полигон), оборудованное для утилизации или уничтожения.

15.3.2 Требования к условиям хранения кислот

Хранение кислот должно быть организовано в емкостях, специально подготовленных на территории базы по хранению химреагентов. Ёмкости гуммируются для защиты их от коррозионного разрушения кислотами и растворами. От действия соляной кислоты при нормальной температуре защищает резина № 4476, а при температуре до 70 0С резина ИРП 1025 или эбонит № 1726. От действия плавиковой кислоты защищает эбонит № 1726. Наружные поверхности емкостей должны быть покрыты в три слоя химически стойкой эмалью ХСЭ-93 с последующим нанесением двух слоёв лака ХСЛ-91.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.5
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

15.3.3 Требования к применяемому оборудованию и спецтехнике для работы с кислотами

При проведении работ по кислотным обработкам призабойной зоны пласта необходимо использовать серийно выпускаемое оборудование и спецтехнику.

Кислоты и их растворы транспортируются в автоцистернах, гуммированных соответствующими материалами (автоцистерна 4ЦР или 3ЦР ёмкостью 9 м3 и 15 м3, автоцистерна ЦР-20 ёмкостью 17 м3).

Для перевозки ингибированных кислотных растворов допускается применять автоцистерны, защищённые многослойными покрытиями кислостойких эмалей и лаков. Недопустимо хранение кислот в ёмкостях, имеющих следы загрязнения нефтепродуктами или другими веществами.

Для закачки кислоты применяются специализированные агрегаты типа « Азинмаш –30», или их аналоги, специально разработанные для закачки агрессивных жидкостей.

В случае закачки ингибированной кислоты допустимо использование агрегата ЦА-320. Во избежание разрушения узлов агрегата от кислотной коррозии, необходимо после завершения работы всю гидравлическую часть агрегатов промывать водой, а в последних порциях 0,5% водным раствором тринатрийфосфата.

15.3.4 Меры безопасности при работе с кислотными растворами

Кислотные композиции действуют раздражающе на слизистые оболочки и кожу, вызывает ожоги, поражает желудочно-кишечный тракт. При работе с кислотами следует пользоваться индивидуальными средствами защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами, соблюдать правила личной гигиены, не допускать попадания реагентов внутрь организма и на кожу.

Приступая к работе по закачке кислотных растворов, оператор должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты согласно Приказа от 9 декабря 2009 г. N 970н:

∙сапоги резиновые с жестким подноском;

∙перчатки для защиты от растворов кислот и щелочей;

∙очки защитные;

∙респиратор.

При попадании соляной кислоты на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течении 10 минут. Затем на обожжённое место наложить « кашицу» из пищевой соды (гидрокарбоната натрия).

При попадании соляной кислоты в глаза (жжение, боль, слезоточение) надо их обильно и энергично промыть сильной струей воды. При ожоге слизистой оболочки рта также необходимо длительное промывание чистой холодной водой.

15.4 Освещенность рабочих мест, нормативная численность буровой бригады, бригады испытания (освоения) скважин, обеспечение спецодеждой и средствами коллективной и индивидуальной защиты

Рабочие места, подходы и переходы к ним, лестницы и площадки, марши и сходы, помещения лебедочного и насосного блоков буровой установки, а также проезды и прочие объекты площадки строительства скважины в темное время суток должны быть освещены в соответствии с требованиями пунктов 2.5.10. « Правил безопасности…» 3 ,

Искусственное освещение выполняется в соответствии с требованиями « Правил устройства электроустановок» ( ПУЭ), утвержденных Минэнерго, 2000г, и строительных норм и правил, установленных СН 245-71, СН 433-79 и СНиП 23-05-95.

В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ на открытых площадках - аварийное или эвакуационное освещение.

Светильники рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения должны питаться от независимых источников, Вместо устройства стационарного аварийного (эвакуационного) освещения допускается применение ручных светильников с аккумуляторами.

В соответствии с требованиями пункта 1.6.1.9 « Правил безопасности…» 3 каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником напряжением не более 12 В во

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.6
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

взрывозащищенном исполнении и оборудованным защитной сеткой от механических повреждений. Нормы освещенности рабочих мест при ведении работ с буровых установок и « А-60», а также рекомендуемое размещение светильников, приведены в таблицах 15.1, 15.2.

На всех этапах строительства скважины (подготовительные, строительно-монтажные работы, бурение и крепление скважины, испытание (освоение)), должны строго соблюдаться требования « Правил пожарной безопасности в Российской Федерации», ППБ-01-03 , МВД РФ, М, 30,06,03г.

Нормативная численность бригад бурения и испытания (освоения) скважин приведена в таблицах 15.3, 15.4. Работники всех бригад, участвующих в цикле строительства скважин, должны быть обеспечены бесплатной спецодеждой, спецобувью, предохранительными приспособлениями и средствами индивидуальной защиты (таблица 15.5), в соответствии с « Правилами обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты» (утв. Постановлением Минтруда РФ от 18.12.1998 г., № 51, с изм. от 29.10.1999 г.)

Учитывая, что в процессе бурения работающие подвергаются воздействию повышенного уровня шума и вибрации и в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.003-83, ГОСТ 12.1.012-78 по ограничению действующих уровней шума и вибрации буровая установка должна быть оснащена коллективными средствами снижения уровня шума и вибрации (см. таблицу 15.6),

Таблица 15.1 - Нормы освещенности при проведении работ с буровых установок

	Рабочие места,	Разряд и		Норма
№	Рабочие места,	подразряд	Места установки	освещен-
№	подлежащие	подразряд	Места установки	освещен-
п/п	подлежащие	зрительной	светильников	ности ,
п/п	освещению	зрительной	светильников	ности ,
	освещению	работы		лк
		работы		лк
		2	На ногах вышки на высоте 4м	100
			(для вышки 41м ) и 6м (для
1	Роторный стол		вышки 53м), под углом 45-500 ,
			Над лебедкой на высоте 4м, под
			углом 25-300 к вертикали
2	Щит контрольно - изме-	3	Перед приборами	75
2	рительных приборов		Перед приборами
	рительных приборов
	Полати верхового	2	На ногах вышки, на высоте не	30
3	Полати верхового		менее 2,5м от пола полатей, под
3	рабочего		менее 2,5м от пола полатей, под
	рабочего		углом не менее 500
	Путь движения талевого	4	На лестничных площадках. По	30
4	Путь движения талевого		высоте вышки, под углом не менее
4	блока		высоте вышки, под углом не менее
	блока		65-700
5	Кронблок	4	Над кронблоком	25
6	Приемный мост	4	На передних ногах вышки на	10
6	Приемный мост		высоте не менее 6 м
			высоте не менее 6 м
7	Лестницы, марши сходы	4	На лестничных площадках, ногах	10
7	Лестницы, марши сходы		вышки
			вышки
8	Помещение вышечного	2	На высоте не менее 6 м	75
8	блока		На высоте не менее 6 м
	блока
9	Помещение насосного	3	На высоте не менее 3 м	75
9	блока		На высоте не менее 3 м
	блока
10	Глиномешалки	3	На высоте не менее 3 м	75
11	Превенторная установка	3	Под полом буровой	75
12	Желобная система	5	На высоте не менее 3м на всем	10
12	Желобная система		протяжении желобов
			протяжении желобов
13	Площадка ГСМ и инст-	5	На высоте не менее 3м	10
13	румента		На высоте не менее 3м
	румента

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.7
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность
Таблица 15.2 – Нормы освещенности при проведении работ с установки А-60

№	Рабочие места, подлежащие	Разряд и подразряд	Норма
п/п	освещению	зрительной работы	освещенности,
			лк
1	2	3	4
1	Ротор	2	100
2	Лебёдка подъёмного агрегата	2	75
3	Щит контрольно-измерительных приборов	3	50
4	Талевый блок	4	30
5	Автонаматыватель	4	15
6	Приемный мост	4	10
7	Желобная система	5	10
8	Площадка горюче-смазочных материалов и	5	10
8	инструмента	5	10
	инструмента
Таблица 15.3 – Нормативная численность бригады бурения

			Тип буровых
№		Разряд	БУ -3000ЭУК-1М;
№	Профессия	Разряд	БУ -3200 ЭУК2М;
п/п	Профессия	работы	БУ-4500/270 ЭК-БМ;
п/п		работы	БУ-4500/270 ЭК-БМ;
			БУ 2900/200ЭПК-БМ;
			IRI -1700/270Е
1	2	3	4
	Бурильщик эксплуатационного и разведочного	7	4
1	бурения на нефть и газ		4
1	бурения на нефть и газ
	Помощник бурильщика эксплуатационного и	6	4
2	разведочного бурения на нефть и газ		4
2	разведочного бурения на нефть и газ
	Помощник бурильщика эксплуатационного и	5	8
3	разведочного бурения на нефть и газ		8
3	разведочного бурения на нефть и газ
	Слесарь по обслуживанию буровых установок	5
	эксплуатационного и разведочного бурения на		4
4	нефть и газ
	Электромонтер по обслуживанию буровых	5
	установок эксплуатационного и разведочного		2
5	бурения на нефть и газ
6	Машинист буровых установок (дизелист)	6	4
7	Машинист буровых установок (дизелист)	5	4
8	Мастер буровой		2
9	Помощник бурового мастера		2
	Численность, всего:		34

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.8
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

Таблица 15.4 – Нормативная численность бригады освоения скважин

№	Профессия	Разряд	Тип установки
п/п	Профессия	работы	А-60
п/п		работы	А-60
1	2	3	4
1	Бурильщик эксплуатационного и разведочного	6	4
1	бурения скважин на нефть и газ	6	4
	бурения скважин на нефть и газ
	Помощник бурильщика эксплуатационного и
2	разведочного бурения скважин на нефть и газ	5	4
	(первый)
	Помощник бурильщика эксплуатационного и
3	разведочного бурения скважин на нефть и газ	5	4
	(второй)
4	Машинист подъемника	6	4
5	Мастер		2
	Численность, всего:		18

Примечание:

Численный и квалификационный состав вахты бригады освоения устанавливается в соответствии с ЕНВ на испытание скважин (выпуск 2000 г.) и ЕТКС (выпуск 6, раздел « Бурение скважин», 2000 г.)

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.9
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть _doc.101-Б031	Таблица 15.5 - Средства индивидуальной защиты, спецодежда
	Таблица 15.5 - Средства индивидуальной защиты, спецодежда
		№ п/п	Наименование, тип, шифр, вид	Потребное количество для бригады

				вышкомонтаж-	буровой	испытания
				вышкомонтаж-
				ной
				ной
		1	2	4	5	6

		1	Костюм для защиты от воды из синтетической ткани с пленочным покрытием	10	34	18

			Костюм из хлопчатобумажной ткани с огнезащитной пропиткой или Костюм из смешанных
		2	тканей с огнезащитной пропиткой, или Костюм для защиты от нефти и нефтепродуктов из	10	34	18
		2	смешанных тканей или Костюм из огнестойких тканей на основе	10	34	18
			смешанных тканей или Костюм из огнестойких тканей на основе
			смеси мета- и параамидных волокон
		6	Костюм противоэнцефалитный	10	34	18

		7	Комбинезон для защиты от токсичных веществ и пыли из нетканых материалов	-	34	18

		8	Футболка	-	34	-

Б031		9	Ботинки кожаные с жестким подноском или Сапоги кожаные с жестким подноском	10	34	18


.		11	Сапоги резиновые с жестким подноском или Сапоги болотные с жестким подноском	10	34	18
00-00		11		10	34	18

		13	Нарукавники из полимерных материалов	-	24	-
		13	Нарукавники из полимерных материалов	-	24	-

		14	Перчатки с полимерным покрытием	60	408	108

		15	Каска защитная	10	34	18

		16	Подшлемник под каску	10	34	18

		17	Очки защитные	10	34	18

			На наружных работах зимой
			дополнительно:
			Костюм из хлопчатобумажной ткани с огнезащитной пропиткой на утепляющей прокладке или
		18	из огнестойких тканей на основе смеси мета- и параамидных термостойких волокон на
		18	утепляющей прокладке или Костюм из смешанных тканей с огнезащитной пропиткой на		34
				10	34	18
			утепляющей прокладке, или Костюм для защиты от нефти и нефтепродуктов из смешанных	10		18

			тканей на утепляющей прокладке или из огнестойких тканей на основе смеси мета- и
			параамидных волокон на утепляющей прокладке
10.15

безопасность противопожарная и санитария промышленная ,труда охрана ,безопасность Промышленная 1 Том

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

11.15

Окончание табл, 15,3

21	Жилет утепленный	10	34	-

22	Белье нательное утепленное	-	34	18

	Ботинки кожаные ут епленные с жестким
23	подноском или Сапоги кожаные утепленные с жестким	10	34	18
	подноском
25	Валенки с резиновым низом	10	34	18

26	Перчатки с полимерным покрытием, нефтеморозостойкие	60	204	108

27	Галоши диэлектрические	10	1	1

28	Перчатки диэлектрические	10	1	1

29	Пояс предохранительный	10	1	1

30	Комплект для защиты от воздействия электрической дуги из огнестойкихтканей	10	1	1

31	Костюм для защиты от воздействия электрической дуги из огнестойких тканей на	10	1	1
31	утепляющей прокладке	10	1	1
	утепляющей прокладке
32	Наушники противошумные	1	1	18

33	Респиратор	4	4	18

Примечание:

1.Нормы выдачи бесплатной спец, одежды приняты согласно Приказу № 970н от 09.12.2009 г.

2.Комплектование изолирующими противогазами типа СИГ-1 производится в случае наличия во вскрываемом разрезе агрессивных сред.

безопасность противопожарная и санитария промышленная ,труда охрана ,безопасность Промышленная 1 Том

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031	Таблица 15.6 –		Средства коллективной защиты от шума и вибраций для буровых установок
	Таблица 15.6 –

			Наименование, а также тип, вид, шифр и т,д,	Место установки на буровой
			1	2
		Кожух (ДЮА 20031-25)		Вертлюжки-разрядники шиннопневматических муфт пневмосистемы
		Виброизолирующая площадка конструкции ВНИИБТ (чертеж № 299.000)		У пульта бурильщика
		Глушитель шума конструкции ВНИИБТ (чертеж № 295.000)		Выхлопной патрубок пневматического бурового ключа АКБ – 4 (АКБ-3М2)

00-00.Б031

12.15

безопасность противопожарная и санитария промышленная ,труда охрана ,безопасность Промышленная 1 Том

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

15.5 Санитарные зоны и санитарно-бытовые помещения

Согласно положениям санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71 объекты обустройства месторождений по санитарной классификации относятся к третьему классу.

Ввиду удаленности площадок строительства скважин от населенных мест, их размещение на непригодных для использования в сельском хозяйстве землях, специальных мероприятий по созданию санитарно-защитных зон проектом не предусматривается.

Расстояние от концов выкидного манифольда ПВО до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки (жилые, бытовые и административные вагончики для вахтовых бригад) должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин (требования п.2.7.6.6. 3 ).

В соответствии с СН 276-74 площадка строительства скважины оборудуется санитарнобытовыми помещениями. Потребное количество и типы вагоновдомиков приведены в таблице 15.7.

Таблица 15.7 – Санитарно-бытовые помещения

№	Наименование	Количество, шт.
п/п	Наименование	Количество, шт.
п/п
	Вагон для мастера:
	- для буровой бригады	1
1	- для бригады освоения	1
	- для ВМР	1
	- для пуско-наладочной бригады	1
	Вагонобщежитие:
2	- для буровой бригады	6
2	- для бригады освоения	3
	- для ВМР	6
	- для пуско-наладочной бригады	3
	Вагон - домик для отдыха (культбудка):
3	- для буровой бригады	1
3	- для бригады освоения	1
	- для ВМР	1
	- для пуско-наладочной бригады	1
	Вагон-душевая:
	- для буровой бригады	1
4	- для бригады освоения	1
	- для ВМР	1
	- для пуско-наладочной бригады	1
	Вагон-столовая:
5	- для буровой бригады	2
5	- для бригады освоения	2
	- для ВМР	2
	- для пуско-наладочной бригады	2
	Вагон - сушилка:
6	- для буровой бригады	1
6	- для бригады освоения	1
	- для ВМР	1
	- для пуско-наладочной бригады	1

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.13
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

15.6 Взрывобезопасность и мероприятия по ее обеспечению

Взрывобезопасность при строительстве скважины обеспечивается следующими мероприятиями:

1.Монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровой установки должны производиться в соответствии с требованиями следующих правил:

-"Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок"

ПОТРМ – 016-2001;

-"Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей" (ПТЭЭП-2003).

2.Выбор электрооборудования буровой установки и вспомогательных производств должен производиться с учетом классов взрывоопасности зон их установки и работы.

3.Электрооборудование буровой установки (эл, двигатели, машины, аппараты, устройства), контрольно - измерительные приборы, электрические светильники, средства блокировки, сигнальные устройства и телефонные аппараты, устанавливаемые во взрывоопасных зонах классов 0, 1 и 2 должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты, отвечающий требованиям, предъявляемым ПУЭ, вид взрывозащиты - категории и группе взрывоопасной смеси.

4.Отечественное электрооборудование должно иметь маркировку по взрывозащите. При использовании взрывозащищенного электрооборудования, не имеющего маркировки по взрывозащите, изготовленного неспециализированными организациями или отремонтированного с изменением узлов и деталей обеспечивающих взрывозащиту, необходимо наличие письменного разрешения аккредитованной в установленном порядке испытательной организации. На каждый тип взрывозащищенного электрооборудования зарубежного производства должно представляться свидетельство (сертификат) Российской испытательной организации и его соответствии действующим в Российской Федерации нормативным требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне. На применение такого оборудования должно быть разрешение Федеральной Службы по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору.

5.Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушениях схем управления не допускается.

6.Ячейки распредустройства буровых установок, рассчитанных на напряжение 6 кВт, должны быть оборудованы блокировкой, исключающей возможность:

-проведения операций с разъединителем при включенном масляном, вакуумном, электрогазовом выключателях или высоковольтном контакторе;

-включение разъединителя при открытой задней дверки ячейки;

-открытие задней двери при включенном разъединителе.

7.В процессе строительства скважины (подготовительные работы, бурение, крепление, испытание (освоение) скважины) должны осуществляться следующие мероприятия, повышающие взрывобезопасность:

7.1.Подготовительные вышкомонтажные работы:

-Все работы по монтажу и демонтажу буровой установки, перетаскиванию блоков оборудования могут быть начаты только при выдаче бригаде наряда на их проведения

-Трасса перетаскивания ВЛ блока, блоков и оборудования установки должна быть определена и согласована с организациямипользователями подземных и наземных коммуникаций - трубопроводов нефти и газа, ЛЭП, с разработкой необходимых мер по обеспечению пожаровзрывобезопасности при их пресечениях и приближениях на расстояние менее допустимых;

-Проведение электрогазосварочных работ при монтаже и демонтаже буровых установок во взрывоопасных зонах должны производиться только при наличии нарядов-допусков на проведение этих работ, утверждаемых главным инженером предприятия; Рабочие бригады ВМУ, подготовительной бригады, УТТ, ССУ, должны выполнять работы соответствующие их квалификации и допуску.

7.2.Строительство скважины:

-Схема установки и обвязки устья скважины ПВО разрабатывается предприятием и согласовывается с заказчиком, Территориальным Управлением по Технологическому и Экологическому надзору Ростехнадзора, противофонтанной службой и утверждается в установленном порядке;

-Устье скважины при бурении должно быть обвязано и герметизировано в соответствии с таблицей 9.21 п. 9.4 настоящего проекта;

-Должен осуществляться постоянный контроль (каждую вахту) за исправностью работы ПВО;

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.14
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

-Должен осуществляться постоянный контроль за исправностью заземляющих устройств буровой установки, а также должна производится установка временных заземлений передвижной техники, используемой в технологических процессах (каротажной станции, подъемников, ЦА, СМН и пр.);

-При необходимости, в зависимости от геологических условий, должен осуществляться контроль наличия газа в буровом растворе с использованием газокаротажной станции, контроль за исправностью работы дегазатора, герметичностью его газоотводящих трубопроводов;

- В соответствии с п.2.5.15, « Правил безопасности…» 3 и СНиП 2.04.05-91 буровая установка должна быть оборудована вентиляцией, обеспечивающей воздухообмен;

-Должен осуществляться постоянный контроль за исправностью вентиляционных систем, устройств на всех блоках буровой установки и вспомогательных сооружениях ;

-Во всех взрывоопасных зонах исключить использование открытого огня, ремонтные и аварийные работы в этих зонах производить с использованием обмеднённого инструмента и пара;

-Работы связанные с ликвидацией возможных нефтегазоводопроявлений должны производится по утвержденным планам работ и под руководством специалистов ИТР.

7.3.Освоение (испытание) скважины:

-Освоение (испытание) скважины осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны для проведения такой операции и назначением ответственных лиц за их выполнение. План работ согласовывается с заказчиком, противофонтанной службой и геофизической организацией и утверждается техническим руководителем бурового предприятия;

-Вызов притока нефти и других флюидов из пласта осуществляется с использованием взрывобезопасных технологий освоения скважин;

-Вся техника, принимающая участие при выполнении операции свабирования на скважине, должна быть оснащена искрогасителями;

-Устье скважины, монифольдный блок и выкидные линии обвязываются с емкостями для сбора флюидов только жесткими трубопроводами в соответствии с утвержденной схемой,

-В производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок, где возможно выделение взрывоопасных паров и газов, организуется постоянный контроль воздуха, Периодичность контроля воздуха перед вскрытием и при бурении продуктивного пласта не реже чем раз в смену, а при газопроявлении не реже чем через 2 часа (рабочая площадка, машинно-насосный блок, трапная установка).

8.Молниезащита нефтепромысловых объектов должна осуществляется в соответствии с требованиями " Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений " РД 34. 21.122-87.

9.Для организации безопасного обслуживания электроустановок должны быть четко определены и оформлены распоряжением руководства предприятия границы обслуживания их электротехническим персоналом и назначены ответственные по электрохозяйству предприятия и его структурных подразделений.

15.7 Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств

При проведении экспертизы промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, необходимо руководствоваться « Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности» ПБ 03-246-98, Москва ПИО ОБТ 2000г.[77].

Экспертизу промышленной безопасности технических устройств, проводят организации имеющие лицензии Федеральной Службы по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору 3.

Процесс проведения экспертизы должен быть документирован, и состоит из следующих этапов:

∙Предварительный этап;

∙Заявка, план-график, договор или другие документы, устанавливающие условия проведения экспертизы;

∙Процесс экспертизы;

∙Выдача заключения экспертизы.

Требования, которые должны учитываться при экспертизе промышленной безопасности

различных объектов, устанавливаются Федеральной Службой по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору, как специально уполномоченным органом в области промышленной безопасности.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.15
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность

15.8 Пожарная безопасность

Все члены буровой бригады должны допускаться к работе только после прохождения противопожарного инструктажа.

Все работники должны:

∙соблюдать требования пожарной безопасности, а также соблюдать и поддерживать противопожарный режим;

∙в случае обнаружения пожара сообщить о нем в подразделение пожарной охраны и принять возможные меры к спасению людей, имущества и ликвидации пожара.

Запрещается:

∙курение в не отведенных для этих целей местах;

∙разведение костров, сжигание тары и отходов.

Сжигание тары и отходов в специально отведенных для этих целей местах должно производится под контролем обслуживающего персонала.

Таблица 15.8 - Первичные средства пожаротушения

Наименование первичных средств пожаротушения и	Нормы комплектации в зависимости от
Наименование первичных средств пожаротушения и	пожарного щита и класса пожара
инвентаря	пожарного щита и класса пожара
инвентаря	ЩП-А (класс А)	ЩП-В (класс В)
	ЩП-А (класс А)	ЩП-В (класс В)
Огнетушители: воздушно-пенные (ОПВ) V=10 л	2	2
Огнетушители порошковые (ОП-5) V=10 л	2	2
Огнетушители порошковые (ОП-100)	1	1
Огнетушители порошковые (ОУ) V=5 л	-	1
Ящики с песком V=0,5 м3	1	1
Лопата штыковая	1	1
Лопата совковая	1	1
Лом	1	1
Багор	1	-
Ведра	2	1
Щит	1	1
Грубошерстная ткань или войлок (кошма, покрывало из	-	1
негорючего материала)	-	1
негорючего материала)

Примечание - класс А - пожары твердых веществ, в основном органического происхождения, горение которых сопровождается тлением (древесина, текстиль, бумага), т, е, жилой поселок, который укомплектовывается пожарным щитом ЩП-А с соответствующим инвентарем; класс В - пожары горючих жидкостей (нефть, дизельное топливо), т. е. рабочая зона вокруг скважины, которая укомплектовывается пожарным щитом ЩП-В с соответствующим инвентарем.

В процессе строительства скважины как пожаровзрывоопасное вещество используется дизельное топливо: для передвижных дизельгенераторных электростанций при ВМР, бурении, креплении и испытании.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.16
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Промышленная безопасность, охрана труда, промышленная санитария и противопожарная безопасность
Таблица 15.9 - Пожаровзрывоопасные свойства дизтоплива

Наимено-		Относитель-	Цетановое	Темпе-	Температура	Предельно	Взрыво-
вание		ная	число	ратура	воспламе-	допустимая	опасная
		плотность		вспышки,	нения, °С	концентрация	концентра-
		паров и		°С		паров в	ция паров
		газов по				воздухе, мг/м3	топлива в
		воздуху					смеси с
							воздухом,
							% об,
Дизтопливо		3,5	45	35 - 48	300 – 310	300	2 – 3

Процесс испытания скважины сопровождается накоплением на дневной поверхности пластового флюида – нефти и растворенного в нефти газа. Газ характеризуется фракционным составом, основным составляющим которого является метан, Метан – бесцветный горючий газ, почти без запаха. Температура самовоспламенения – 540°С.

Помимо метана растворенный газ содержит широкую фракцию легких углеводородов: этан, пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, гексан, гептан и др. Кроме того, в состав растворенного газа входит сероводород (содержание до 3,08 % объема). Сероводород (Н2S) – бесцветный газ с запахом тухлых яиц, скапливается в низких непроветриваемых местах, хорошо растворяется в воде, в водном растворе является слабой кислотой. Горит синеватым пламенем с образованием воды и сернистого газа (SО2), Температура самовоспламенения 246 °С.

Таблица 15.10 - Пожаровзрывоопасные свойства нефти

Наиме-	Относи-	Темпе-	Температура	Температура	Предельно	Пределы
нование	тельная	ратура	вспышки,	воспламе-	допустимая	воспламе-
	плотность	кипения,	°С	нения,	концентрация	нения
	паров и газов	°С		°С	паров в	смеси с
	по воздуху				воздухе, мг/м3	воздухом
Нефть	3,5	250 – 300	от минус 20	270-320	300	1,26 – 6,5

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	15.17
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Список используемой литературы

16 Список используемой литературы

Общая пояснительная записка организована с использованием следующих нормативных и литературных источников:

Таблица 16.1 – Список используемой литературы

№

Название документа, год издания

п/п

Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения про-

1ектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ, ВСН

39-86, Москва, 1987г.

Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ,

РД 39-0148052-537-87, Москва, 1987г.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ-08- 624-03, Москва, 2003г.

Сборник сметных норм и расценок на строительные работы, Сборник 49,

4Скважины на нефть и газ, Том 1. Сметные нормы, Госстрой СССР, Москва, 1991г.

Сборник сметных норм и расценок на строительные работы, Сборник 49,

5Скважины на нефть и газ, Том 2. Расценки, Госстрой СССР, Москва, 1991г.

	6	Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности, Москва,
	6	« Недра», 1987 г.
		« Недра», 1987 г.
	7	Правила пожарной безопасности в Российской Федерации, М., 30.06.03г.
	8	Производственно-отраслевые сметные нормы на геофизические услуги
	8	в скважинах на нефть и газ, МТиЭ РФ, МПР РФ, Москва, 2000г.
		в скважинах на нефть и газ, МТиЭ РФ, МПР РФ, Москва, 2000г.
	9	Межотраслевые нормы времени на испытание разведочных и эксплуата-
	9	ционных скважин, Москва, ВНИИОЭНГ, 2000г.
		ционных скважин, Москва, ВНИИОЭНГ, 2000г.
	10	Нормы расхода материалов, электроэнергии и водопотребления для про-
	10	ектирования строительства скважин, Тюмень-Нефтеюганск, 1997г.

		Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ

11на кабеле в нефтяных и газовых скважинах, РД 153-39,0-072-01, Москва, 2001г.

Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофи-

12зических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД 153-39,0-109-01, М,, 2002г.

Выбор типоразмера перфоратора и плотности перфорации в зависимости от

13геолого-промысловой характеристики объектов разработки месторождений Тюменской области, СТО 51,00,017-84, Тюмень, 1984г.

Инструкция по прострелочно-взрывным работам в скважинах, Москва, Госгортехнадзор России от 24,12,97г, № 57

Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах, Москва, 1999г.

Технико-технологический регламент на буровые растворы для бурения скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз», Краснодар, 2003г.

Межотраслевые нормы времени на капитальный ремонт скважин, Москва, ВНИИОЭНГ, 1992г.

Методика контроля параметров буровых растворов, М,, ВНИИКРнефть РД 39-00147001-773-2004

Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на

19нефтяных месторождениях Западной Сибири, РД 39-0148070-6,027-86, Тюмень, СибНИИНП, 1986г.

Инструкция по расчёту бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин, Москва, 1997г.

Номенклатурный каталог на освоенные и серийно выпускаемые шарошечные долота и бурильные головки, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М,, 1991г.

Каталог, Оборудование для приготовления, очистки и циркуляции бурового раствора, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М,, 1991г.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	16.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Список используемой литературы

№

Название документа, год издания

п/п

Инструкция по эксплуатации бурильных труб, Куйбышев, 1990г.

РД 39-013-90.

Методическое руководство по бурению с отбором керна нефтяных и газовых скважин, РД 39-2-399-80, Москва, 1982г.

Технико-технологический регламент на крепление скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз», Краснодар, 2003г.

Инструкция по подготовке обсадных труб к спуску в скважину,

РД 39-2-132-78, Куйбышев, 1980г.

Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, Москва, 1997г.

28Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность, М,, 1999г.

29Оборудование противовыбросовое, ГОСТ 13862-90.

	30	Противовыбросовое оборудование, Каталог ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ,
	30	Москва, 1990г.
		Москва, 1990г.
	31	Устьевое оборудование фонтанных и нагнетательных скважин, Каталог,
	31	ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1990г.
		ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1990г.
	32	Арматура фонтанная и нагнетательная (типовые схемы, основные пара-
	32	метры и технические требования к конструкции), ГОСТ 13846-89

	33	Инструкция по расчёту колонн насосно-компрессорных труб,
	33	ВНИИТнефть, 1990г, РД 39,0147014,0002,89.
		ВНИИТнефть, 1990г, РД 39,0147014,0002,89.
	34	« Сметные нормы времени на испытание объектов скважин с применени-
	34	ем испытателей пластов», Москва, ВНИИОЭНГ, 1995
		ем испытателей пластов», Москва, ВНИИОЭНГ, 1995
	35	Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудова-
	35	ния их устьев и стволов, Москва 2002 г.
		ния их устьев и стволов, Москва 2002 г.
	36	Технологический регламент выполнения работ с установками электро-
	36	центробежных насосов (УЭЦН), Нефтеюганск, 1995г.
		центробежных насосов (УЭЦН), Нефтеюганск, 1995г.
	37	Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на тру-
	37	бах, Москва 2001г, РД 153-39,0-062-00
		бах, Москва 2001г, РД 153-39,0-062-00
	38	Укрупнённые нормы времени на капитальный ремонт скважин с подъём-
	38	ников « Кремко» и «IRI», НИС, Нефтеюганск, 1997г.
		ников « Кремко» и «IRI», НИС, Нефтеюганск, 1997г.
	39	Оптимизация режимных параметров процесса вызова притока из пласта
	39	свабированием, Яковенко В,И, Бабаян Э,В, и др, Краснодар, 2001г.

		Методическое руководство для первичного освоения эксплуатационных

40скважин после окончания бурения в различных геолого-технических условиях, РД 39-0147009-513-85, 1985г.

Инструкция по технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов РД 39-2-1305-85

Регламент на выполнение работ по освоению и исследованию скважин струйными насосами УГИС, УОС, УЭОС, Нижневартовск, 2000г.

Инструкция по проведению дефектоскопии бурового, нефтепромысло-

43вого оборудования и инструмента на предприятиях и в объединениях Министерства нефтяной промышленности, Москва, 1977г. Требования безопасности к буровому оборудованию для нефтяной и

44газовой промышленности, Москва, Госгортехнадзор РФ, 1999г. ,

РД 08-272-99

Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвида-

45ции открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли Минтопэнерго России, Госгортехнадзор России 22.06.95г. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых

46фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности, Москва, 1999г.

Инструкция по безопасности одновременного производства буровых

47работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте, РД 08-435-02, , Госгортехнадзор России, Москва, 2002г.

Методические указания по проведению анализа риска опасных произ-

водственных объектов, ГУЦ НТЦ « Промышленная безопасность», , Утверждены Госгортехнадзором РФ, Постановление № 30 от

10.07.2001г. РД 03-418-01.

Отраслевая методика по разработке норм и нормативов водопотребления

49и водоотведения по нефтяной промышленности (бурение скважин и ,

добыча нефти), РД 39-1-624-81, Уфа, 1981г.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	16.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Список используемой литературы

№

Название документа, год издания

п/п

Методические указания по определению объёмов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин, РД 39-3-819-91.

Информационный материал по расчёту индивидуальных норм водопо-

51требления на производственно-эксплуатационные нужды при бурении скважин, Москва, 1995г.

Методика расчёта норм водопотребления и водоотведения при проекти-

52ровании и строительстве скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз», Нефтеюганск, 2003г.

Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин

53на суше на месторождениях углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородосодержащих, РД 51-1-96, Москва, 1996г.

Инструкция по рекультивации шламовых амбаров и участков, загряз-

54нённых нефтью и нефтепродуктами при строительстве скважин с помощью бакпрепарата « Путидойл», Тюмень, СибНИИНП, 1992г. Методические указания по расчёту выбросов загрязняющих веществ при

55сжигании топлива в котлах производительностью до 30 т/час, С-Петербург: НИИ Атмосфера, 1991г.

Дополнение к « Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров», С-Петербург, 1999г.

Временные рекомендации по расчёту выбросов от стационарных дизельных установок, С-Петербург, 2001г.

Методика проведения инвентаризации выбросов загрязняющих веществ

58в атмосферу для автотранспортных предприятий (расчётным методом), Москва, 1991г.

Методика расчёта выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмо-

59сферу при сварочных работах на основе удельных показателей, С-Петербург, 1997г.

Методические указания по определению выбросов загрязняющих ве-

60ществ в атмосферу из резервуаров, Казань: Оргнефтехимзаводы, 1999г.

61Методика расчёта образования отходов, С-Петербург, 2001г.

Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и других объектов, СанПИН2,2,1/2,1,1,1031-01, М,, 2001г.

Порядок определения платы и её предельных размеров за загрязнение

окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия, Утв. Постановлением Правительства РФ от 28 августа 1992 года № 632, (с изменениями от 14 июня 2001г.)

Методическое пособие по расчёту, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух , Санкт-Петербург, 2005г.

Закон Российской Федерации « Об охране окружающей среды» от , 26.12.01г.

66Закон Российской Федерации « О недрах», Москва, 04.05.1992г.

67Закон РСФСР « Об охране атмосферного воздуха», Москва, 1990г.

Федеральный классификационный каталог отходов, Москва, 2003г. (Утверждён приказом МПР России № 663 от 30.07.2003г.)

Типовое положение о службе радиационной безопасности предприятий

69топливно-энергетического комплекса РФ (ТЭС, нефтепромыслы), М, Министерство топлива и энергетики РФ, 1995г.

	70	Радиационный контроль, Оборудование и услуги, Каталог, НПП « Доза»,
	70	1995/1996г.
		1995/1996г.
	71	Обращение с радиоактивными отходами на нефтегазовых промыслах
	71	России (методические указания), М., Минтопэнерго РФ, 1995г.
		России (методические указания), М., Минтопэнерго РФ, 1995г.
	72	Теория и практика заканчивания скважин, т.1.5, Булатов А.И., и др.
	72	Москва, « Недра», 1997 г.
		Москва, « Недра», 1997 г.
	73	Единые нормы времени на бурение скважин, Москва, ВНИИОЭНГ,
	73	2000г.
		2000г.
		Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразру-

74шающего контроля, Москва, 2000г. (Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России № 39 от 02.06.2000г.)

Федеральный закон « О лицензировании отдельных видов деятельности» №128-ФЗ от 08.08.01г. (с изменениями и дополнениями к закону)

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	16.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Список используемой литературы

№

Название документа, год издания

п/п

Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации техни-

76ческих устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах, РД 03- 484-02, Москва, 2002г.

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности, ПБ 03- 246-98, Госгортехнадзор России, Постановление № 64 от 6.11.1998г.

Положение о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих производств, объектов геологоразведочных

работ и магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, проведение приёмочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение, (Утв, Постановлением Госгортехнадзора от 05.11.2001г.,

№ 51).

Положение о порядке выдачи разрешений на применение технических

79устройств на опасных производственных объектах, РД 03-485-02, (Утв. Постановлением Госгортехнадзора от 14.06. 2002г., № 25). Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение

80их в нефтяной отрасли, РД 153-39-026-97.

(Согласовано Госгортехнадзором России 09.12.1997г., № 10-03/736). Правила обеспечения работников специальной одеждой, специальной

81обувью и другими средствами индивидуальной защиты, М,, Минтруда РФ, 1998г. с изм. от 29.10.1999г.

Единый тарифно-квалификационный справочник работ и профессий рабочих (выпуск 6, раздел « Бурение скважин», 2000 г.).

Дополнение № 1 к технологическому регламенту (конструкция и креп-

ление скважин). Расчёты тампонажного цемента и добавок к нему для цементирования обсадных колонн с учётом реальных условий месторождений, Краснодар, 2003г.

О применении технических устройств на опасных производственных объектах, Постановление Правительства РФ от 25.12.98г. № 1540.

Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н.

85Оборудование буровое, противовыбросовое и устьевое: Справ. пособие: В 2 т. – М.: ООО « ИРЦ Газпром», 2007 – 732 с.

Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин, - Москва: Центр-

ЛитНефтегаз, – М.: , – 2008 – 376с.

Булатов А.И., Проселков Ю.М. Решение практических задач при буре-

87нии и освоении скважин: /справочное пособие/ – Краснодар: Совет, Ку-

бань, 2006, – 744с.

	88	Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчёты в бурении
	88	/Справочное пособие/ - М: РГГРУ, 2007, – 668с.
		/Справочное пособие/ - М: РГГРУ, 2007, – 668с.
	89	Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин,
	89	РД 39-0148052-514-86, Москва, 1986г.
		РД 39-0148052-514-86, Москва, 1986г.
	90	Проект доразведки Приобского месторождения, ОАО « Юганскнефтегаз»,
	90	АОЗТ « Спайс», Нефтеюганск, 1997г.
		АОЗТ « Спайс», Нефтеюганск, 1997г.
	91	Дополнение к проекту доразведки Приобского месторождения, ОАО
	91	« Юганскнефтегаз», ООО « ЮНИПИнефть», Нефтеюганск, 1999г.
		« Юганскнефтегаз», ООО « ЮНИПИнефть», Нефтеюганск, 1999г.
	92	Дополнение к проекту доразведки Приобского месторождения, ОАО
	92	« Юганскнефтегаз», ООО « ЮНИПИнефть», Нефтеюганск, 2001г.
		« Юганскнефтегаз», ООО « ЮНИПИнефть», Нефтеюганск, 2001г.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	16.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

1.17

17 Сведения о транспортировке грузов, вахт, бурового оборудования, блоков и пробег спецмашин

Таблица 17.1 – Схема перевозки грузов и вахт, распределение транспортной техники

Разгрузка грузов по видам дорог, периодам года в %

расстояние и распределение транспортной техники

% пере

Характеристика дорог

возки

Вид

Общее

Бетонная

Грунтовая

№

Наименование

Маршрут

груза

строительст

рассто

Весенне-осенний и

п/п

грузов и вахт

перевозок

по

Круглый год

Зимний период 33%

ва

яние

летний период 67 %

марш

руту

Рассто

Транс-

Рассто-

Транс-

Рассто-

Транс-

яние,

порт

яние, км

порт

яние, км

порт

км

Буровое оборудование

База ООО

А/трансп

А/трансп -

- Весом до 5тн,

Первичное

100

184

106

СБК буровая

-100%

100%

металлоконструкции

База ООО

А/трансп

А/трансп -

Повторное

СБК -

100

184

106

-100%

100%

буровая

- весом 5тн и более

Первичное

База ООО

Большег

Большегр

100

184

106

р а/тр-

а/тр-

СБК буровая

а/тр-100%

100%

Повторное

База ООО

А/трансп

А/трансп -

СБК -

100

184

106

-100%

100%

буровая

1 Том

спецмашин пробег и блоков ,оборудования бурового ,вахт ,грузов транспортировке о Сведения

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

2.17

Продолжение таблицы 17.1

1 Том

Сведения

Буровое оборудование

монтаж

на куст

-100%

Демонтаж и

С куста

А/трансп

Весом до 5тн, м/ констр,

повт,

100

транспортировке

насосный, котельный

повт,

С куста

трактора

Весом 5т и более

-"-

С куста на

100

А/трансп

А/трансп -

куст

-100%

100%

Вышечно-агрегатный,

Демонтаж и

и прочие блоки

монтаж

на куст

100

-100%

,грузов

Вагон -дома, кухня

База ООО

Большегр

,вахт

столовая

Большегр

повторный

СБК

100

184

106

а/тр-

а/тр-100%

бурового

-буровая

100%

автотранспорта к месту

повторное

База АТП

собств,

Большегр

собств,

,оборудования

собств,

С куста

100

а/тр-

Большегр

на куст

100%

а/тр-100%

Порожний пробег

перевозки БУ и обратно

демонтаж

-буровая

100

248

170

ходом

блоков

Машины и механизмы,

применяемые при

повторный

100

248

170

а/тр-

пробег

подготовительных,

База АТП

Большегр

строймонтажных

-буровая

100%

а/тр-100%

спецмашин

работах,

транспортировка БУ

Демонтаж и

С куста

Большегр

повт,

100

а/тр-

на куст

а/тр-100%

монтаж

100%

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

3.17

	Продолжение таблицы 17.1											1 Том
	Продолжение таблицы 17.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	оСведения

7,	пиломатериалы	монтаж	( Пыть-Ях)	100	269	191	-100%	78	-100%	78	-100%
7,	Бурильные, обсадные	первичный,	Трубная
	Трубы, НКТ,	повторный	база				А/трансп		А/трансп		А/трансп
							А/трансп		А/трансп		А/трансп
			буровая									транспортировке

8,	Турбобуры, ФА	повторный	База ООО				А/трансп		А/трансп		А/трансп
8,	Турбобуры, ФА	повторный	База ООО
		монтаж	СБК -	100	184	106		78		78
			буровая	100	184	106	-100%	78	-100%	78	-100%
			буровая				-100%		-100%		-100%

9,	Химреагенты, цемент,		База ООО	100	184	106	А/трансп	78	А/трансп	78	А/трансп -	,грузов
	глинопорошок	-"-	СБК-буровая				-100%		-100%		100%	,грузов



10,	Прочие материалы		База ООО	100	184	106	А/трансп	78	А/трансп	78	А/трансп -	вахт
		-"-	СБК-буровая	100	184	106	-100%	78	-100%	78	100%	вахт
												,
11,	Нефть для отопления	-"-	УППН-8 -	100	24	0	А/трансп	24	А/трансп	24	А/трансп-	бурового
			буровая									бурового

							-100%		-100%		100%
							-100%		-100%		100%

12,	ГСМ		Склад ГСМ				А/трансп		А/трансп		А/трансп	,оборудования
		-"-	Мамонтово	100	274	196	А/трансп	78	А/трансп	78	А/трансп
		-"-	Мамонтово	100	274	196	-100%	78	-100%	78	-100%
			-буровая				-100%		-100%		-100%
	Компрессор на	первичный,	База ООО				А/трансп		А/трансп		А/трансп
13,	Шасси Краз	повторный	СБК -	100	184	106	А/трансп	78	А/трансп	78	А/трансп
13,	Шасси Краз	повторный	СБК -	100	184	106		78		78
		монтаж	буровая									блоков
	зап,части		СБК-буровая				-100%		-100%		100%	блоков
14,	Долота, материалы,	-"-	База ООО	100	184	106	А/трансп	78	А/трансп	78	А/трансп -
				100	184	106		78		78
												и
15,	ЦА-320М, СМН-20, СКЦ-		База ООО	100	184	106	собств,	78	собств,	78	собств,	спецмашинпробег
	2М, БМ-700, ППУ-3М		СБК-буровая				ходом		ходом		ходом	спецмашинпробег

Продолжение таблицы 17.1

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.101-Б031													Сведения1 Том
СамараНИПИнефть doc.101-Б031	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	Сведения1 Том
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

	16,	Глинистый раствор		С куста на	100	40			40	бойлер	40	бойлер
				куст	100	40			40	бойлер	40	бойлер
				куст

	17,	Солевой раствор		С куста на	100	40			40	бойлер	40	бойлер
				куст	100	40			40	бойлер	40	бойлер
				куст

	18,	Рабочие буровой	-"-	База ООО
		бригады,		СБК				Автобус		Автобус			о
	19,	Рабочие ВМУ	-"-	База ВМУ	100%			Автобус		Автобус		Автобус по	транспортировке
	19,	Рабочие ВМУ	-"-	База ВМУ				Автобус		Автобус		Автобус по	транспортировке
		бригады освоения,		буровая		184	106	по	78	по	78	Автобус
		вспомог, цехов,			вахта			заказу		заказу		по заказу
		ремонтных бригад,,						заказу		заказу
		ремонтных бригад,,
		ИТР, механики
				буровая	100	256	178	по	78	по	78	заказу	,грузов
								заказу		заказу			,грузов


	20,	Рабочие топогр,-геодез,	-"-	Н-Юганск -	100	248	170	транспорт	78	транспорт	78	транспорт	,вахт
		службы		буровая				Собствен,		Собствен,		Собствен,
00-00.Б031													,оборудованиябурового
00-00.Б031	21,	Рабочие промыслово-	-"-	Н-Юганск -								Собствен,	,оборудованиябурового
	21,	Рабочие промыслово-	-"-	Н-Юганск -
		геофизической партии		буровая	100	248	170	Собствен,	78	Собствен,	78
					100	248	170	транспорт	78	транспорт	78	транспорт
								транспорт		транспорт		транспорт

	22,	Карьерные материалы	-"		100	38			38	А/транс	38	А/трансп -
					100	38			38	п -100%	38	100%
										п -100%		100%
													спецмашин пробег и блоков
													спецмашин пробег и блоков

4.17

vk.com/club152685050

Том 1

Оценка технического состояния обсадных колонн и определение их остаточной прочности

18 Оценка технического состояния обсадных колонн и определение их остаточной прочности

Согласно требованиям п.п.2.2.6.21 и 2.3.7. ПБ НГП, М., 2005 г. техническое состояние обсадных колонн должно подвергаться периодической проверке и в случае необходимости, обсадные колонны испытываются на остаточную прочность.

Интенсификация отбора пластовых флюидов из скважин предъявляет высокие требования к прочностным характеристикам обсадных колонн как при проектировании строительства скважин, так и на поздней стадии эксплуатации.

Долговечность конструкции скважин зависит от наличия зон осложнений и пластов, содержащих агрессивные компоненты, гидрогеологии, технологии и качества их строительства, технологии и режима их эксплуатации, своевременного контроля за техническим состоянием, и выполнения профилактических, ремонтно-восстановительных работ.

Основным видом отказов эксплуатационных колонн является потеря их герметичности в процессе эксплуатации.

Однако в настоящее время нет фундаментальных исследований, в которых рассматривались бы причины потери герметичности обсадных колонн с момента проектирования конструкции скважин до завершения разработки месторождения или до полной выработки резерва скважины и ее ликвидации,

Техническое состояние определяется комплексом геофизических исследований, включающим следующие виды работ:

∙акустический каротаж с записью фазокореляцонных диаграмм (АК-ФКД):

∙гамма-гамма цементометрия-толщинометрия;

∙акустический телевизор САТ.

Перед проведением комплекса ГИС скважину заглушить пластовой водой и составить акт о готовности скважины к проведению геофизических работ.

После получения (от геофизиков) данных о характере естественного износа эксплуатационной колонны коэффициент снижения ее несущей способности определяется теоретическим путем по « Инструкции по расчету обсадных колонн на особые условия эксплуатации», ВРД 39-19-048-2001.

Коэффициент снижения несущей способности изношенных (поврежденных в результате коррозии) труб к наружному давлению К1 определяется из выражения:

К2=е(0,0175*δ-0,3596)*и

Коэффициент снижения несущей способности изношенных труб к внутреннему давлению К2 определяется из выражения:

К2=е(0,0182*δ-0,3736)*и

где

е=2,71828 - основание натурального логарифма

δ - первоначальная толщина стенки обсадных труб, мм

и - износ толщины стенки обсадных труб, мм

Предположим, что по данным ГИС естественный износ стенок обсадных труб в результате коррозии в районе верейского горизонта равен 2 мм.

Определим:

К1=2,71828 (0,0175х7-0,3596) х 2 = 0,623

К2 = 2,71828 (0,0182х7-0,3736) х 2 = 0,611

Определим параметры остаточной прочности поврежденного участка колонны, Величина наружного давления, при которой максимальные напряжения в поврежденной трубе будут равна пределу текучести материала, составляет:

Р1кр = K1 х Ркр = 42,4 х 0,623 = 26,4 МПа, где

Ркр – 42,4 МПа - критическое давление, при котором напряжение в теле трубы 146 х 8,5 « Е» достигает предела текучести.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	18.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1

Оценка технического состояния обсадных колонн и определение их остаточной прочности

Величина внутреннего давления, при которой максимальные напряжения в поврежденной трубе будут равна пределу текучести материала, составит:

Р1т = К2 х Рт = 0,611 х 57,2 = 34,9 МПа

Для 146 мм эксплуатационной колонны запас прочности к наружному давлению n1 = 1,15 (в зоне перфорации), к внутреннему n2 = 1,15.

С учетом этих коэффициентов допускаемые избыточные давления, обеспечивающие безопасный режим эксплуатации 178 мм колонны составляет:

РНар = Р1/n1 = 26,4/1,15 = 23 МПа Рвнут= Р2Т/ n2 = 34,9/1,15 = 30,3 МПа

Необходимость испытания на остаточную прочность в каждом конкретном случае определяет Заказчик. Дополнительные избыточные давления при опрессовке могут привести к внезапному разрушению обсадной колонны, а так же способствуют ускорению процесса ее естественного износа.

Влюбом случае опрессовка изношенных эксплуатационных колонн по всей ее длине не рекомендуется: лучше провести локальную (в интервале, где остаточная толщина стенки обсадной колонны имеет минимальную величину) опрессовку с использованием пакера типа ПРС.

Вслучае аварийного разрушения обсадных колонн в процессе строительства скважин (бурения) работы по восстановлению их несущей способности проводить по дополнительному плану, разработанному буровым подрядчиком, согласованному Ростехнадзором и проектной организацией.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	18.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Срок безопасной эксплуатации скважины

19 Срок безопасной эксплуатации скважины

Заложенные в проекте на строительство скважины технические, технологические решения, материалы при полной их реализации обеспечивают высокую надежность и долговечность построенных скважин при соблюдении правил их эксплуатации.

Планово-экономическими документами предусматривается амортизационный срок службы нефтяных и газовых скважин в течение 15 лет, фактический среднестатистический срок службы нефтяных скважин 5 лет.

Вэтой связи проектом установлен срок безопасной эксплуатации скважины 25 лет.

Всоответствии с РД 03-484-02 « Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», предприятия, эксплуатирующие опасные производственные объекты, не имеют права продлевать срок эксплуатации скважины сверх установленного проектом без проведения работ по определению возможности продления срока эксплуатации, Такую работу выполняют экспертные организации.

По результатам работ, проведенных экспертной организацией принимается одно из решений:

∙продолжения эксплуатации на установленных параметрах;

∙продолжение эксплуатации с ограничением параметров;

∙ремонт;

∙доработка (реконструкция);

∙использование по иному назначению;

∙вывод из эксплуатации.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	19.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Мероприятия по предотвращению постороннего вмешательства в технологические процессы и противодействию террористическим актам

20 Мероприятия по предотвращению постороннего вмешательства в технологические процессы и противодействию террористическим актам

Для обеспечения безопасности проведения работ по строительству буровой разработаны следующие мероприятия:

∙Все изменения и дополнения в геолого-технический наряд в процессе строительства скважин должны быть представлены в письменном виде, за подписью 2 руководителей бурового подрядного предприятия и проектной организации,

∙Технологические операции по скважине (спуск и цементирование обсадных колонн, набор угла наклона и азимута в наклонно-направленных скважинах, различного рода цементные заливки и т,д,) должны выполняться по плану, утвержденному техническим руководителем бурового предприятия, с назначением руководителя работ из числа ИТР,

∙Перед проведением технологической операции, руководитель работ обязан ознакомиться с планом предстоящих работ, При обнаружении в плане технологических осложнений, которые могут привести к аварийной ситуации и нанесению материального ущерба буровому предприятию, или несоответствий с геолого-техническим нарядом и технологическими регламентами на бурение скважины, руководитель работ обязан уточнить и согласовывать позиции плана работ с техническим руководителем бурового предприятия,

∙Не принимаются к исполнению указания по изменению технологического процесса бурения переданные на буровую вышестоящей организацией без ведома и согласования с техническим руководителем бурового предприятия,

∙Не принимаются к исполнению указания, переданные на буровую по рации, исполнение которых противоречит геолого-техническому наряду, технологическим регламентам, способные привести к изменению нормального технологического процесса бурения,

∙Пользоваться рацией разрешается только буровому мастеру (начальник буровой), а в его отсутствии бурильщик находящемуся на вахте,

∙Работы на скважине сторонних организаций (проведение ГИС, ИПТ и т,д,) должны проводится по плану, утвержденному и согласованному техническими руководителями подрядчика (геофизическая организация) и заказчика (буровая организация),

∙При проведении ГИС, ИПТ на скважине обязан присутствовать ответственный руководитель работ из числа ИТР бурового предприятия (начальник геологического отдела или старший геолог),

∙Отступление от плана при проведении работ запрещается,

∙Проведение технологических операций в осложненных скважинах (поглощение, обвалы с образованием каверн, нефтегазоводопроявления) осуществляется по плану, утвержденному техническим руководителем бурового предприятия с приложением к нему мероприятий по недопущению аварийных ситуаций и других негативных последствий,

∙Нахождение посторонних лиц на территории буровой запрещается,

∙По периметру территории строящейся скважины должны быть выставлены предупредительные таблички: « Вход и въезд посторонним лицам на территорию буровой запрещен!»,

∙Вход на буровую (насосный или дизельный блоки, циркуляционная система и т,д,) лицам не входящим в состав буровой бригады разрешается только в сопровождении бурового мастера,

∙Стоянка на территории строящейся скважины груженного автомобильного транспорта запрещается,

∙В темное время суток буровая установка и прилегающая территория должны быть освещены прожекторами,

∙Во время вынужденных простоев устье строящейся скважины должно быть загерметизировано и находиться под наблюдением, Доступ к токсичным химическим реагентам (каустическая сода, кислота и т,д,) должен быть ограничен, обеспечено их хранение в закрытых помещениях,

∙Не допускать проникновения на территорию строящейся скважины посторонних лиц, о случаях попыток проникновения незамедлительно информировать руководство бурового предприятия.

Лица виновные в нарушении технологического процесса строительства скважин должны нести административную, материальную, судебную ответственность.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	20.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1

Мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций

21 Мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций

В связи с тем, что объекты строительства скважин по своим характеристикам являются не категорированными, специальных мероприятий по ГО, кроме защиты производственного персонала не предусматривается.

Защита производственного персонала от оружия массового поражения производится в соответствии с действующими нормативными документами и требованиями штаба по гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям ХМАО (района).

Согласно РД 39-0148052-013-89 « Требования по защите устьевого и противовыбросового оборудования при строительстве скважин в особых условиях» защита устьевого оборудования, подверженного воздействию поражающих факторов в особых условиях направлена на предотвращение или уменьшения степени поражения (повреждения) устья скважин путем осуществления определенного перечня мероприятий при заблаговременном прекращении буровых работ.

Поражающие факторы, действующие на устье скважин:

∙избыточное давление во фронте ударной волны;

∙вторичные факторы поражения (ВФП), обусловленные смещением основания вышечного (вышечно-лебедочного, вышечно-агрегатного) блока в связи с падением буровой вышки и т,д,

∙Ввиду влияния на устье вышеуказанных факторов, возможны следующие варианты поражения (повреждения, разрушения) оборудования;

∙смятие и изгиб верхних обсадных труб ниже колонных головок (колонных фланцев);

∙нарушение фланцевых соединений между колонными фланцами, превенторами и т,д, вследствие изгиба и среза соединительных болтов и шпилек.

Мероприятия по защите от поражения устья скважины (при отсутствии шахты):

∙демонтаж оборудования расположенного над колонной головкой (колонным фланцем) – разъемный желоб, фланцевую катушку, устьевую крестовину;

∙сооружение котлована или шахты глубиной 2 м с поперечными размерами 3х3 м, размеры котлована (шахты) могут быть и меньше в зависимости от выбранной конструкции защитного приспособления;

∙срезать обсадную трубу с расположенной на ней колонной головкой или колонными

фланцами;

∙к обсадной трубе приваривается фланец, на котором устанавливается фланец-заглушка;

∙котлован (шахта) заполняется щебнем или песком.

Мероприятия по защите от поражения устья скважины (при отсутствии шахты и невозможности

еесооружения):

∙демонтаж оборудования расположенного над колонной головкой (колонным фланцем);

∙размещение внутри обсадной трубы оправки или иных элементов, образующих с обсадной трубой составную крепь (функции оправки могут выполнять калибраторы и центраторы серийного производства), Предпочтение должно быть отдано калибраторам и центраторам со спиральными лопастями, При этом один калибратор (центратор) надлежит расположить в опасном сечении, т,е, на уровне поверхности площадки под буровой, Ниже этого калибратора (центратора) рекомендуется разместить 2-4 таких же опорно-центирующих элемента, выше его - один или более (согласно длине обсадной трубы);

∙размещение снаружи обсадной трубы кожуха из труб или использование конструктивных элементов, повышающих жесткость обсадной трубы, подлежащей защите;

∙крепление обсадной трубы с применением оттяжек,

∙территория буровых не входит в зоны светомаскировки, Специальных мероприятий не

требуется.

Чрезвычайная ситуация - обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварий, опасных природных явлений, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь человеческие жертвы, ущерб здоровью и окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушения условий жизнедеятельности людей.

Всоответствии с отраслевыми нормативными документами по размещению СНиП 2.01.51-90 -

«Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны» - все проектируемые объекты расположены в неопасных зонах, а также вне зон возможных землетрясений, оползней, селей, наводнений, вечной мерзлоты.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	21.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1

Мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций

Категорирование - отнесение объекта к той или иной группе, характеризующей его как объект, вызывающей экстремальную ситуацию или как объект попадающий в экстремальную ситуацию.

Источником экстремальной ситуации на объекте может быть как сам объект, так и среда, в которой он функционирует.

Основные технические и технологические решения направлены на обеспечение устойчивого функционирования буровой и снижение вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций.

В данном проекте источником экстремальной ситуации может быть сам объект (буровая).

Чрезвычайная ситуация на буровой - возникновение открытого фонтанирования и его возгорание. Расчетная вероятность возникновения чрезвычайной ситуации (открытого фонтанирования) 0,00002.

Для предупреждения возникновения открытого фонтанирования должны соблюдаться следующие технические решения и мероприятия:

∙строго соблюдать конструкцию скважин, указанную в данном проекте;

∙запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки должны соответствовать п, 2,6,21 ПБ 08-624-03;

∙запасы прочности буровой установки должны отвечать требованиям П,2,5,6, ПБ 08-624-03;

∙строго соблюдать в процессе бурения проектные параметры промывочных жидкостей, долевой и компонентный состав по интервалам глубин, которые установлены с учетом требований ПБ 08-624-03;

∙строго соблюдать проектные рекомендации по креплению скважин, включающие расчеты давлений опрессовки обсадных колонн в скважине, обсадных труб на поверхности, определение избыточных давлений, непосредственный расчет обсадных колонн и их цементирование в скважине;

∙оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием (ПВО) на всех этапах их строительства (бурение, крепление, освоение, эксплуатация) должно соответствовать требованиям ПБ 08-624-03;

∙перед каждым приемом вахты проверять работоспособность ПВО с записью в журнале проверок ПВО;

∙иметь на буровой два шаровых крана и два обратных клапана, один рабочий, другой резервный;

∙вскрытие нефтегазоносных пластов проводить под контролем ответственного ИТР;

∙на буровой иметь график « Учебных тревог» и проводить их своевременно;

∙распределить обязанности среди членов буровых вахт по действию их на случаи нефтегазопроявлений;

∙регулярно проводить плановые опрессовки бурильных труб и КНБК и дефектоскопию элементов труб, КНБК, УБТ, талевую систему, элеваторы и т,д,, что приведет к снижению аварийных ситуаций;

∙при строительстве скважины постоянно повышать технологическую дисциплину в буровых бригадах и повышать квалификацию кадров (буровых мастеров, бурильщиков) - непосредственных исполнителей работ на объектах бурения.

Проектные решения по строительству скважины на месторождении обеспечивают приемлемый уровень индивидуального риска и достаточную безопасность производства.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	21.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Мероприятия по ликвидации предполагаемого открытого фонтана

22 Мероприятия по ликвидации предполагаемого открытого фонтана

В данном разделе рассмотрена последовательность проведения операций по ликвидации открытого фонтана на скважине.

Данные по скважине:

∙буровая установка БУ 3200ЭУК2М

∙проектная глубина скважины – 3000 м

∙предполагается, что нефтепроявление произошло при вскрытии продуктивного пласта на глубине – 2950 м по стволу;

∙пластовое давление 30 МПа, устье скважины оборудовано двумя превенторами с глухими и трубными плашками;

∙предполагаемый дебит скважины – 88 м3 в сутки.

Если в процессе вскрытия продуктивного пласта отмечается увеличение уровня бурового раствора в приемных емкостях, следует произвести следующие работы:

∙остановить вращения ротора;

∙поднять ведущую трубу настолько, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы;

∙остановить буровые насосы;

∙открыть центральную задвижку устьевой обвязки; допускаем, что герметизация межколонного пространства скважины не удалась из-за неисправности превентора (полностью плашки превентора закрываются после 28 оборотов штурвала, но после поворота штурвала на 18 оборотов, плашки заклинило, открыть превентор также не смогли);

∙закрыть шаровой кран на ведущей трубе;

∙доложить о происшествии руководству предприятия, ФГУ « АСФ, СВПФВЧ» ( Аварийно-

спасательное формирование, Северо-восточная противофонтанная военизированная часть)	в
пожарную охрану и скорую помощь;

∙принять меры для предотвращения растекания нефти;

∙заглушить ДВС, отключить электропитание, затушить топки, расположенные вблизи буровой;

∙выставить знаки, запрещающие движение, расставить посты.

Работы по ликвидации открытых фонтанов ведутся под руководством специалистов ФГУ « АСФ, СВПФВЧ» с привлечением различных служб, Буровая бригада при этом выполняет вспомогательные работы.

Порядок ведения работ следующий:

∙отремонтировать устьевое оборудование;

∙загерметизировать устье скважины;

∙в скважину закачать через бурильные трубы буровой раствор повышенной плотности с выбросом через устьевую обвязку с дросселированием и постоянным контролем давления в затрубье, которое не должно превышать давление опрессовки цементного кольца последней технической колонны;

∙открытый фонтан заглушили, На эту работу предположительно затрачено 21 суток календарного времени (ремонт устьевого оборудования – 3 суток, приготовление бурового раствора и глушение скважины –15 суток, техническая рекультивация залитой нефтью территории – 3 суток);

∙при ликвидации фонтана работали представители ФГУ « АСФ, СВПФВЧ» – 12 специалистов и буровая бригада в обычном режиме, Было задействовано: два гусеничных тягача, два бульдозера, автобус, четыре АНЦ-320 (ЦА-320М), четыре пожарные машины, скорая помощь;

∙на глушение скважины использовать буровой раствор, доставляемый с соседней буровой (≈5 км) бойлерами;

∙режим работы людей и техники (кроме дежурной) – только в дневное время по 12 часов, со сменой через четверо суток, Следует обеспечить круглосуточную работу – автобуса, тягача, бульдозера, АНЦ-320 (ЦА-320М) по одной единице;

∙	дополнительно на скважину завезти два вагон-дома для отдыха специалистов ФГУ « АСФ,
СВПФВЧ»,	находящиеся на территории буровой шесть вагон-домов переместить на безопасное от устья

скважины расстояние (на 100 м);

∙дополнительно выкопать котлован на 1000 м3

∙на буровую доставить передвижную электростанцию;

∙замазученный грунт и скважинный флюид вывозятся на очистное предприятие.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	22.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Ликвидация и консервация скважин

23 Ликвидация и консервация скважин

Проектные решения, структура и соответствующая документация на ликвидацию и консервацию экслуатационных скважин на Приобском месторождении разработаны в соответствии с РД 07-291-99. « Инструкции о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недр» и РД 08-492-02 « Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», действующими инструкциями и правилами, направлены на обеспечение промышленной безопасности, обеспечения безопасности жизни и здоровья людей, охрану окружающей среды.

Ликвидация и консервация осуществляется по отдельным планам работ, составленным на основании проектных решений и фактических данных по скважине, согласованных в установленном порядке с органами Ростехнадзора. Согласованный и утвержденный план изоляционно-ликвидационных или консервационных работ является основанием для проведения работ.

23.1 Ликвидация скважины

23.1.1 Технологические и технические решения по ликвидации скважины

Ликвидация скважины предусматривается методом установки цементных мостов на равновесии.

Согласно РД 08-492-02 все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:

I – скважины, выполнившие свое назначение;

II – скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III – скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV – скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. Проектом рассматривается ликвидация скважины со спуском и без спуска эксплуатационной колонны

по пунктам:

I-а - как скважина, выполнившая свое назначение;

IIа - скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а также скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов;

IIIа - скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного цементирования. В случаях, когда в исправной части ствола скважины (выше аварийной части) имеются продуктивные горизонты промышленного значения, подлежащие в соответствии с технологическими документами на разработку месторождений отработке этой скважиной, ликвидируется в установленном порядке только аварийная часть ствола, а исправная передается добывающему предприятию;

IIIб - скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;

Ликвидация скважины производится путем установки цементных мостов.

Перед началом работ по ликвидации скважина переводится на буровой раствор (применяется тип раствора и его параметры, как при бурении продуктивного интервала), осуществляется промывка, обработка раствора, выравнивание параметров в соответствии с проектом. Изоляционноликвидационные мосты рассчитаны с учетом проектных горно-геологических особенностей разреза и конструкции скважины. Высота цементных мостов и интервалы их установки определены из проектного состояния скважины, включая интервалы испытаний и глубины спуска колонн. При составлении планов на ликвидационные работы необходимо учитывать фактические геологические и технические условия строительства скважины. Интервалы установки цементных мостов уточняются по фактическим материалам геофизических и геолого-технических (станция ГТИ) исследований, исследований образцов породы (керна), с целью изоляции залегания высоконапорных минерализованных вод (Ка = 1.1 и выше) и слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения, залежей углеводородов. Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на 20 м выше кровли каждого такого горизонта. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой устанавливается цементный мост высотой 50 м. В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с перекрытием

СамараНИПИнефть	135Б.00-00	23.1
0135-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Ликвидация и консервация скважин

башмака колонны не менее чем на 50 м. Проектные рецептуры цементных растворов подлежат уточнению исходя из фактических условий.

По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 м.

23.1.2 Порядок организации работ по ликвидации скважины

Все работы по ликвидации скважины производятся по инициативе пользователя недр в соответствии с планами работ. Планы работ составляются на основе проектной документации разработанной с учетом фактических геолого-технических условий, согласованной и утвержденной в порядке, установленном нормативами и законодательными актами. Планы согласуются с территориальными органами Ростехнадзора.

При ликвидации скважины со спущенной эксплуатационной колонной предусматриваются следующие работы:

-заглушить скважину буровым раствором с компонентным составом и параметрами, которые использовались при бурении скважины в продуктивном интервале;

-разбурить изоляционные мосты;

-установить ликвидационные мосты в следующих интервалах:

1-й мост 3008 – 3368 м (на 20 м ниже I объекта испытания и на 20 м выше III объекта испытания). После ОЗЦ проверить наличие моста разгрузкой инструмента на величину, не превышающую предельно допустимую нагрузку на цементный камень;

2-й мост 1343 – 1393 м (на 50 м выше башмака кондуктора). После ОЗЦ проверить наличие моста разгрузкой инструмента на величину, не превышающую предельно допустимую нагрузку на цементный камень;

-обработать раствор ингибитором коррозии согласно таблице 23.1.

-поднять инструмент с выброской на мостки.

-демонтировать ПВО и элементы колонной головки, установить заглушку на кондуктор 245 мм.

-устье скважины в интервале 0-350 м заполнить незамерзающей жидкостью (диз. топливо);

-на устье скважины установить бетонную тумбу (рис.23.1.) размером 1х1х1 м с репером и металлической таблицей. На таблице электросваркой наносится номер скважины, наименование площади, предприятие-пользователь недр и дата ее ликвидации.

На все работы составить акты. Составить общий акт ликвидационных работ. Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.

После завершения работ по оборудованию устья ликвидируемой скважины проводится работа по зачистке отведенного участка земли и рекультивация. Составляется акт на рекультивацию земельного отвода, один экземпляр которого, хранится в деле скважины, другой передается землепользователю.

Оформленный и подписанный акт на ликвидацию скважины вместе с утвержденным актом на выполненные работы и актом на рекультивацию земли предоставляется в территориальное управление Ростехнадзора на согласование.

После согласования с Ростехнадзором скважина считается ликвидированной.

СамараНИПИнефть	135Б.00-00	23.2
0135-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Ликвидация и консервация скважин
Таблица 23.1 - Расход химреагентов на обработку бурового раствора в скважине

Наименование химреагентов			Расход
Наименование химреагентов		т/м3		всего, т
		т/м3		всего, т
Ингибитор коррозии (СИГБ)		0,0005		0,04

	350	Металлическая табличка
	350
	250	Стержень d=10 мм
	250
500		Бетонная тумба 1 х 1 х 1 м
500
1000	300
		Заглушка
		Колонна d=245 мм
Примечание - На табличке электросваркой указать:

№ скважины; площадь; предприятие – пользователь недр; дата ликвидации.

Заглушку изготовить из листового железа толщиной 10 мм и приварить к колонне.

Рисунок 23.1 - Схема оборудования устья при ликвидации скважины расположенной на землях, не используемых для сельскохозяйственных целей.

СамараНИПИнефть	135Б.00-00	23.3
0135-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-0135

00-00.Б135

4.23

Таблица 23.2 - Общие сведения о цементировании

		Интервал
	моста	установки		Характеристика цементного раствора				Характеристика буферной жидкости
		моста, м								Плотность
Ствол							Норма		количество	продавочной
скважины	Номер						Норма		количество	жидкости,
	Номер	от	до	тип	шифр	название	расхода		ингредиента

								тип		кг/м3
		(низ)	(верх)	раствора	цемента	добавки	компонен-	тип	на 1 м3	кг/м3
		(низ)	(верх)	раствора	цемента	добавки	компонен-		на 1 м3
							та, кг/м3		жидкости, кг

								Вода техническая	975
	1	3368	3008	Цемент-	ПТЦ I-G-CC-	КМЦ	5,0	МБП-М-100	5	1260
	1	3368	3008	ный	1	500(600)	5,0	МБП-М-100	5	1260
Эксплуата-
								ВУР*	20

ционная
ционная
колонна								Вода техническая	975
146 мм								Вода техническая	975
146 мм	2	1393	1343	Цемент-	ПТЦ I-G-CC-	КМЦ	5,0	МБП-М-100	5	1260
				Цемент-	ПТЦ I-G-CC-	КМЦ
				ный	1	500(600)

								ВУР*	20
								ВУР*	20

* ВУР на основе исходного бурового раствора обработанного ПАЦ-В, используется как полимерная подушка для установки подвесного цементного моста, устанавливается ниже интервала установки моста.

1 Том

скважин консервация и Ликвидация

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-0135

00-00.Б135

5.23

Таблица 23.3 - Потребное количество материалов для цементирования

Номер		Характеристика материала			Средневзве-	Коэффи-	Количест-	Количество материала, т
Номер					Средневзве-		во раство-
цемен-	Название				шенный		во раство-		итого для це-
цемен-	Название		ГОСТ, ОСТ, ТУ	расход на 1 м3	шенный	циент	ра на		итого для це-
тного	раствора	шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ	расход на 1 м3	коэффициент	циент	ра на	на операцию	ментирования
моста				раствора, т	кавернозности	потерь	интервал,		интервала
моста					кавернозности		м3		интервала
							м3
	Буферный	-	ТУ 6-09-5283-86	0,001			2,00	0,0022	0,0022
	ВУР	ПАЦ-В	ТУ-2231-002-	0,02			1,00	0,022	0,022
	ВУР	ПАЦ-В	50277563-2000	0,02			1,00	0,022	0,022
			50277563-2000
1		ПТЦ I-G-CC-1	ГОСТ 1581-96	1,319	1,0	1,05		6,54	6,54
		ПТЦ I-G-CC-1	ГОСТ 1581-96	1,319				6,54	6,54
	Цементный	КМЦ-500(600)					4,72
		(влажность20-	стандарт АНИ	0,005				0,0248	0,0248
		25%)
	Буферный	-	ТУ 6-09-5283-86	0,001			2,00	0,0022	0,0022
	ВУР	ПАЦ-В	ТУ-2231-002-	0,02			1,00	0,022	0,022
	ВУР	ПАЦ-В	50277563-2000	0,02			1,00	0,022	0,022
			50277563-2000
2		ПТЦ I-G-CC-1	ГОСТ 1581-96	1,319	1,0	1,05		0,96	0,96
		ПТЦ I-G-CC-1	ГОСТ 1581-96	1,319				0,96	0,96
	Цементный	КМЦ-500(600)					0,69
		(влажность20-	стандарт АНИ	0,005				0,0036	0,0036
		25%)

Расчет объемов цементных мостов произведен с учетом потерь тампонажных растворов на стенках (как бурильных и обсадных колонн, так и в открытом стволе), а также на границах смешения буферного и тампонажного растворов.

1 Том

скважин консервация и Ликвидация

vk.com/club152685050

Том 1 Ликвидация и консервация скважин

При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны производятся те же работы, что и со спуском эксплуатационной колонны.

Ликвидационные мосты устанавливаются в следующих интервалах:

Расход ингибитора коррозии представлен таблице 23.4.

Таблица 23.4 - Расход химреагентов на обработку бурового раствора в скважине

Наименование химреагентов		Расход
	т/м3		всего, т

Ингибитор коррозии (СИГБ)	0,0005		0,074

СамараНИПИнефть	135Б.00-00	23.6
0135-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-0135

00-00.Б135

7.23

Таблица 23.5 - Общие сведения о цементировании

		Интервал
	моста	установки моста,		Характеристика цементного раствора				Характеристика буферной жидкости
			м							Плотность
Ствол							Норма		количество	продавоч-
скважины	Номер						Норма		количество	ной жид-
	Номер	от	до	тип	шифр	название	расхода		ингредиента

								тип		кости, кг/м3
		(низ)	(верх)	раствора	цемента	добавки	компонент	тип	на 1 м3	кости, кг/м3
		(низ)	(верх)	раствора	цемента	добавки	компонент		на 1 м3
							а, кг/м3		жидкости, кг

Открытый								Вода техническая	975
Открытый	1	3368	3008	Цемент-	ПТЦ I-G-CC-	КМЦ	5,0	МБП-М-100	5	1260
ствол				Цемент-	ПТЦ I-G-CC-	КМЦ
ствол				ный	1	500(600)
215,9 мм				ный	1	500(600)		ВУР*	20
215,9 мм

								Вода техническая	975
Кондуктор	2	1393	1343	Цемент-	ПТЦ I-G-CC-	КМЦ	5,0			1260
Кондуктор				Цемент-	ПТЦ I-G-CC-	КМЦ		МБП-М-100	5
245 мм				ный	1	500(600)
245 мм				ный	1	500(600)
								ВУР*	20

1 Том

скважин консервация и Ликвидация

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-0135

00-00.Б135

8.23

Таблица 23.6 - Потребное количество материалов для цементирования

Номер		Характеристика материала				Коэффи	Количеств	Количество материала, т
цемент	Название			расход на 1 м3	Коэффициент	Коэффи	о		итого для
цемент	Название				Коэффициент	циент	о		итого для
ного	раствора	шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ		кавернозности	циент	раствора,	на операцию	цементирован
моста				раствора, т		потерь	м3		ия интервала
моста							м3		ия интервала
	Буферный	-	ТУ 6-09-5283-86	0,001			2,00	0,0022	0,0022
1		ПЦТ I-100	ГОСТ 1581-96	1,201	1,25	1,05		22,81	22,81
1	Цементный	КМЦ-500(600)			1,25	1,05	16,47
	Цементный	КМЦ-500(600)					16,47
		(влажность20-	стандарт АНИ	0,005				0,0865	0,0865
		25%)
	Буферный	-	ТУ 6-09-5283-86	0,001			2,00	0,0022	0,0022
	ВУР	ПАЦ-В	ТУ-2231-002-	0,02			1,00	0,022	0,022
	ВУР	ПАЦ-В	50277563-2000	0,02			1,00	0,022	0,022
			50277563-2000
2		ПЦТ I-100	ГОСТ 1581-96	1,201	1,25	1,05		2,85	2,85
		ПЦТ I-100	ГОСТ 1581-96	1,201				2,85	2,85
	Цементный	КМЦ-500(600)					2,06
		(влажность20-	стандарт АНИ	0,005				0,0108	0,0108
		25%)

1 Том

скважин консервация и Ликвидация

vk.com/club152685050

Том 1 Ликвидация и консервация скважин

Таблица 23.7 - Потребность в технике и продолжительность ее работы при ликвидации скважины со спущенной эксплуатационной колонной

Наименование работ	Шифр	Количество,	Продолжительность	Суммарное	*Номер
Наименование работ	техники	шт.	работ, ч	время, ч	§ §
	техники	шт.	работ, ч	время, ч	§ §
1. Подготовительно-	ЦА-	2	2,1 × 2 = 4,2	8,4
1. Подготовительно-	320М	2	2,1 × 2 = 4,2		73
заключительные работы к	2СМН-	1	2,1 × 2 = 4,2	4,2	73
установке цементного моста	2СМН-	1	2,1 × 2 = 4,2	4,2
	20
	ЦА-	2	0,55+0,26=0,81	2,64
2. Установка цементного	320М	2	0,55+0,26=0,81		74
моста	2СМН-	1	0,25+0,26=0,51	1,32	74
моста	2СМН-	1	0,25+0,26=0,51	1,32
	20
	ЦА-	2		48
**3. Ожидание затвердения	320М	2	24 x 2= 96		76
цемента	2СМН-	1	24 x 2= 96	-	76
цемента	2СМН-	1		-
	20
4. Опрессовка цементного	ЦА-	1	1,3 х 2=2,6	2,6	79
моста	320М	1	1,3 х 2=2,6	2,6	79
моста	320М
5. Подготовительные работы	ЦА-
перед закачкой	ЦА-	1	1,27	1,27	101а
перед закачкой	320М	1	1,27	1,27	101а
незамерзающей жидкости	320М
незамерзающей жидкости
6. Закачка незамерзающей	ЦА-	1	0,50	0,50	105
жидкости	320М	1	0,50	0,50	105
жидкости	320М
Итого работа техники, ч:				20,93
Дежурство техники, ч				48

*Межотраслевые нормы на испытание разведочных эксплуатационных скважин. М. 1995 г.

**Дежурство техники.

Таблица 23.8 - Продолжительность работ по ликвидации скважины со спущенной эксплуатационной колонной

№ п/п	Наименование работ	Продолжительность	Номер §
№ п/п	Наименование работ	работ. ч	§
		работ. ч	§
1	Спуско-подъемные операции и промывка скважины	13,55	* § 62, §
		13,55	63
			63
2	ПЗР к установке цементных мостов, установка		* § 62, §
	цементных мостов, ожидание затвердения, проверка	68,07	63,
	цементных мостов разгрузкой инструмента	68,07	** § 73,
			§ 74, §
			76, § 77
3	Опрессовка цементного моста, обработка раствора		*§ 29а
	ингибитором коррозии и бактерицидом, подъем		**§ 79,
	инструмента с разборкой и выброской на мостки, долив	15,48	§101а,
	скважины. ПЗР перед закачкой незамерзающей	15,48	§ 105
	скважины. ПЗР перед закачкой незамерзающей		§ 105
	жидкости, заполнение скважины незамерзающей
	жидкостью
4	Демонтаж ПВО	1,05+1,0+1,0+	* § 97, §
		+13,3+2,0=18,35	99, § 101,
			§ 105,
			§ 108
	Всего ч./сут.	115,45 / 4,81

*Отраслевые нормы времени на бурение. М. 2000 г.

**Межотраслевые нормы на испытание разведочных и эксплуатационных скважин. М. 2000 г.

СамараНИПИнефть	135Б.00-00	23.9
0135-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Ликвидация и консервация скважин

23.2 Консервация скважины

23.2.1 Технологические и технические решения по консервации скважины

Консервация скважины предусматривается в процессе строительства со спущенной промежуточной колонной или после испытания скважины в эксплуатационной колонне.

Все работы по консервации скважины производятся по утвержденному недропользователем и согласованному с территориальными органами Ростехнадзора плану, обеспечивающему выполнение проектных решений. План консервации скважины должен составляться с учетом конкретных горногеологических особенностей разреза, содержать подробную информацию по техническому и технологическому состоянию скважины, причинах консервации, планируемых работах по оборудованию устья и ствола с указанием ответственных исполнителей. Указанные в плане сроки консервации и порядок контроля технического состояния законсервированной скважины должны соответствовать требованиям РД 08-492-02.

После принятия решения о консервации раствор в скважине обрабатывается ингибитором коррозии для обеспечения необходимого уровня коррозионной защиты последней спущенной промежуточной или эксплуатационной колонны.

Проектом, в процессе строительства скважины со спущенной промежуточной колонной предусматривается установка консервационного моста с целью временной изоляции продуктивных горизонтов и улучшения качества консервации скважины.

Устье скважины на время консервации в процессе строительства оборудовано ПВО предусмотренное проектом, а после испытаний в обсадной колонне ФА.

23.2.2 Порядок работ по консервации скважины, законченной строительством и обеспечению промышленной безопасности

Порядок и необходимый объем работ по консервации скважины, после выполнения изоляционных работ, по окончании испытания последнего объекта в обсадной колонне следующий:

-спустить НКТ с « воронкой»;

-промыть скважину, привести параметры бурового раствора в соответствии с проектом;

-обработать буровой раствор ингибитором коррозии согласно таблице 23.9;

-переоборудовать устье скважины с ПВО на ФА;

-устье скважины в интервале 0-350 м заполнить незамерзающей жидкостью (диз. топливо);

-провести консервацию бурового оборудования;

-с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;

-оградить устье скважины. На ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия - пользователя недр, срока консервации. Провести планировку прискважинной площадки.

На все проведенные работы по консервации скважины составляется акт на выполненные работы за подписью исполнителей. Оформленный и подписанный акт на консервацию представляется в территориальный орган Ростехнадзора вместе с актом на выполненные работы для согласования. Продление сроков консервации осуществляется в порядке, установленном предприятиемпользователем недр и согласованном с территориальным органом Ростехнадзора.

Таблица 23.9 - Расход химреагентов на обработку бурового раствора в скважине законченной строительством

Наименование химреагентов		Расход
	т/м3		всего, т
Ингибитор коррозии (СИГБ)	0,002		0,14

СамараНИПИнефть	135Б.00-00	23.10
0135-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Ликвидация и консервация скважин

23.2.3 Порядок работ по консервации скважины и обеспечению промышленной безопасности в процессе строительства

Порядок и необходимый объем работ по консервации скважины следующий:

-спустить бурильный инструмент с « воронкой» до забоя м;

-промыть скважину, привести параметры бурового раствора в соответствии с проектом;

-обработать буровой раствор ингибитором коррозии согласно таблице 22.10;

-установить цементный мост 1393-1343 м (перекрытие башмака кондуктора на 50 м). После ОЗЦ проверить наличие моста разгрузкой инструмента на величину, не превышающую предельно допустимую нагрузку на цементный камень и методом гидравлической опрессовки на давление, не превышающее давление опрессовки колонны с учетом остаточной прочности, определяемой после проведения ДСИ;

-поднять инструмент до гл. 1200 м;

-устье скважины в интервале 0-350 м заполнить незамерзающей жидкостью (диз. топливо);

-навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан;

-загерметизировать затрубное пространство с помощью превенторной установки;

-провести консервацию бурового оборудования;

-на устье укрепить табличку с указанием на ней - № скважины, площади, предприятиепользователь недр, дата начала периода консервации.

Таблица 23.10 - Расход химреагентов на обработку бурового раствора в скважине при консервации скважины в процессе строительства

Наименование химреагентов		Расход
	т/м3		всего, т
Ингибитор коррозии (Conсor 404, 303, ИБК,	0,002		0,29
ВНПП-1А, В-2)	0,002		0,29
ВНПП-1А, В-2)

СамараНИПИнефть	135Б.00-00	23.11
0135-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-0135

00-00.Б135

12.23

Таблица 23.11 - Общие сведения о цементировании

		Интервал
	моста	установки		Характеристика цементного раствора				Характеристика буферной жидкости
		моста, м
Ствол							Норма		количество	плотность
скважины	Номер						Норма		ингредиента	плотность
скважины		от	до	тип	шифр	название	расхода		ингредиента	продавочной
		от	до	тип	шифр	название	расхода	тип	на	продавочной
		(низ)	(верх)	раствора	цемента	добавки	компонента,	тип	на	жидкости,
		(низ)	(верх)	раствора	цемента	добавки	компонента,		1 м3	жидкости,
							кг/м3		жидкости, кг	кг/м3
									жидкости, кг

								Вода техническая	780
								Сода
Открытый						КМЦ-500(600)		кальцинированная	30
-						КМЦ-500(600)		(класс А;	30
-	1	1393	1343	Цементный	ПЦТ I-50	(влажность20-	0,005	(класс А;		1100
кондуктор	1	1393	1343	Цементный	ПЦТ I-50	(влажность20-	0,005	влажность 8-12%)		1100
кондуктор						25%)		влажность 8-12%)
245 мм						25%)		КМЦ-500(600)	15
245 мм								КМЦ-500(600)
								(влажность20-25)
								(влажность20-25)
								ВУР*	20

Таблица 23.12 - Потребное количество материалов для цементирования

Номер		Характеристика материала				Коэффи	Количеств	Количество материала, т
цемент	Название			расход на 1 м3	Коэффициент	Коэффи	о		итого для
цемент	Название				Коэффициент	циент	о		итого для
ного	раствора	шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ		кавернозности	циент	раствора,	на операцию	цементирован
моста				раствора, т		потерь	м3		ия интервала
моста							м3		ия интервала
	Буферный	-	ТУ 6-09-5283-86	0,001			2,00	0,0022	0,0022
	ВУР	ПАЦ-В	ТУ-2231-002-	0,02			1,00	0,022	0,022
	ВУР	ПАЦ-В	50277563-2000	0,02			1,00	0,022	0,022
1			50277563-2000		1,0	1,05
1		ПЦТ I-50	ГОСТ 1581-96	1,26	1,0	1,05		2,85	2,85
	Цементный	КМЦ-500(600)	стандарт АНИ	0,005			2,06	0,0108	0,0108
		(влажность20-	стандарт АНИ	0,005				0,0108	0,0108
		25%)

1 Том

скважин консервация и Ликвидация

vk.com/club152685050

Том 1	Ликвидация и консервация скважин
Таблица 23.13 - Потребность в технике и продолжительность ее работы при консервации
скважины в процессе строительства

					Суммар	*Номер
Наименование работ		Шифр	Количес	Продолжительнос	ное	*Номер
Наименование работ		техники	тво, шт.	ть работ, ч	время,	§ §
		техники	тво, шт.	ть работ, ч	время,	§ §
					ч
1. Подготовительно-заключительные		ЦА-320М	2	2,1	4,2	73
работы к установке цементного моста		2СМН-20	1	2,1	2,1	73
работы к установке цементного моста		2СМН-20	1	2,1	2,1
2. Установка цементного моста		ЦА-320М	2	0,59	1,18	74
		2СМН-20	1	0,59	0,59	74
		2СМН-20	1		0,59
**3. Ожидание затвердения цемента		ЦА-320М	2	24,0	24,0	76
		2СМН-20	1	24,0	-	76
		2СМН-20	1		-
4. Опрессовка цементного моста		ЦА-320М	1	1,8	1,8	77, 79
5. Подготовительные работы перед
закачкой незамерзающей жидкости		ЦА-320М	1	1,27	1,27	101а

6. Закачка незамерзающей жидкости		ЦА-320М	1	0,64	0,64	105

Итого работа техники, ч:					11,78
					11,78

Дежурство техники, ч					24,0
					24,0

*Межотраслевые нормы на испытание разведочных и эксплуатационных скважин. М. 1995 г.

**Дежурство техники.

Таблица 23.14 - Продолжительность работ по консервации скважины в процессе строительства

№	Наименование работ	Продолжительность	Номер § §
п/п		работ, ч
1	Спуск бурильного инструмента	4,2	62*
2	Промывка скважины	0,67	63*
3	Выравнивание параметров глинистого раствора	3,42	72**
4	Обработка раствора ингибитором коррозии и бактерицидом	3,42	72**
	Подъём бурильного инструмента до глубины 1293 м. Установка		* § 62, § 63,
5	цементного моста в интервале 1393 – 1343м. Подъем	37,37	** § 73,
	инструмента. ОЗЦ. Спуск определение цементного моста,		§ 74, § 76, §
	опрессовка цементного моста. Промывка. Подъем инструмента.		77
6	Заключительные работы после подъёма бурильного	0,18	212**
	инструмента
7	Долив скважины буровым раствором при подъёме бурильного	0,27	213**
	инструмента
	Подготовительно-заключительные работы к замене раствора на
8	незамерзающую жидкость в интервале 0 – 350 м. Заполнение	2,1	116,117
	скважины незамерзающей жидкостью

*- Единые нормы времени на бурение скважин, М. 2000 г.

**- Межотраслевые нормы времени на испытание разведочных и эксплуатационных скважин, М. 2000 г.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	23.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Ликвидация и консервация скважин

23.2.4 Порядок работ по расконсервации скважины и обеспечению промышленной безопасности в процессе строительства

Порядок и необходимый объем работ по консервации скважины следующий:

-провести расконсервацию бурового оборудования;

-разгерметизировать затрубное пространство;

-спустить инструмент до гл. 1343 м;

-разбурить цементный мост в интервале 1343 – 1393 м;

-спустить бурильный инструмент до гл. 1393 м;

-промыть скважину, привести параметры бурового раствора в соответствии с проектом.

Таблица 23.15 - Продолжительность работ по расконсервации скважины

№		Продолжител
№	Наименование работ	ьность работ,	Номер § §
п/п	Наименование работ	ьность работ,	Номер § §
п/п		ч
		ч
1	Разбуривание цементного моста	7,0

	Спуск бурильного инструмента	1,76	62*

2	Промывка скважины	0,3	63*

3	Выравнивание параметров глинистого раствора	1,0	72**

*- Единые нормы времени на бурение скважин, М. 2000 г.

**- Межотраслевые нормы времени на испытание разведочных и эксплуатационных скважин, М. 2000

г.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	23.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Паспорт рабочего проекта

24 Паспорт рабочего проекта

В таблице 25.1 представлен паспорт проектируемой скважины,

Цель бурения – эксплуатация пластов АС10, АС11, АС12 в целях добычи нефти, ППД.

Вид скважины – н/направленная.

Буровые установки: БУ-3000ЭУК-1М, БУ -3200 ЭУК2М, БУ-4500/270 ЭК-БМ, БУ 2900/200ЭПК-БМ, IRI -1700/270Е,.

Таблица 24.1 - Сравнительные технико-экономические показатели

Наименование показателя		Ед, изм,	Значение показателя

			проектного	фактического
			проектного	фактического

Глубина скважины		м
по вертикали			2730
по стволу			3368
Стоимость строительства скважины, всего
в том числе по этапам:		тыс, руб,
∙	первичный монтаж	тыс, руб,
∙	первичный монтаж
∙	повторный монтаж
подготовительные работы к строительству
скважины
строительные и монтажные работы
∙	первичный монтаж
∙	повторный монтаж
бурение и крепление
испытание (освоение)
Стоимость метра бурения, всего		руб,
в том числе при бурении		руб,
в том числе при бурении
под направление
под кондуктор
под эксплуатационную колонну
	Для бурения скважин с БУ-3000ЭУК-1М (БУ-3200ЭУК2М)
Продолжительность строительства		сут,
скважины, всего		сут,
скважины, всего
первичный			168,74
повторный:
крупноблочный			155,52
агрегатный			143,4
передвижка 15-20 м			95,5
в том числе по этапам
подготовительные работы к бурению			4
строительные и монтажные работы:
первичный			76,2
повторный:
крупноблочный			62,98
агрегатный			50,86

СамараНИПИнефть		031Б.00-00		24.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Паспорт рабочего проекта

Наименование показателя		Ед, изм,	Значение показателя

			проектного	фактического
			проектного	фактического

передвижка 15-20 м			2
Бурение			18,8
Крепление			19,44
Испытание (освоение) объекта			50,3
Для бурения скважин с БУ-4500/270ЭК-БМ
Продолжительность строительства		Сут.
скважины, всего		Сут.
скважины, всего
первичный			183,54
повторный			170,54
передвижка 15-20 м			95,94
в том числе по этапам
подготовительные работы к бурению			4
строительные и монтажные работы:
первичный			91
повторный			78
передвижка 15-20 м			3,4
Бурение			18,8
Крепление			19,44
Испытание (освоение) объекта			50,3
Для бурения скважин с БУ-2900/200ЭПК-БМ
Продолжительность строительства		Сут.
скважины, всего		Сут.
скважины, всего
первичный			189,14
повторный			141,34
передвижка 15-20 м			97,24
в том числе по этапам
подготовительные работы к бурению			4
строительные и монтажные работы:
первичный			96,6
повторный			48,8
передвижка 15-20 м			4,7
Бурение			18,8
Крепление			19,44
Испытание (освоение) объекта			50,3
Для бурения скважин с IRI-1700/270Е
Продолжительность строительства		Сут.
скважины, всего		Сут.
скважины, всего
первичный			158,76
повторный:
крупноблочный			146,27

СамараНИПИнефть		031Б.00-00		24.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Паспорт рабочего проекта

Наименование показателя		Ед, изм,	Значение показателя

			проектного	фактического
			проектного	фактического

агрегатный			129,3
передвижка 15-20 м			94,5
в том числе по этапам
подготовительные работы к бурению			4
строительные и монтажные работы:
первичный			66,22
повторный:
крупноблочный			53,73
агрегатный			36,76
передвижка 15-20 м			1,96
Бурение			18,8
Крепление			19,44
Испытание (освоение) объекта			50,3
			50,3

Глубина спуска обсадных колонн:		м
направление			30
кондуктор			1130 (1393)
эксплуатационная			2730 (3368)
Затраты времени на работы по проходке		Сут.	18,8
при бурении под колонны:		Сут.	18,8
при бурении под колонны:
направление			0,46
кондуктор			4,93
эксплуатационную			13,41
Затраты времени на работы по креплению		Сут.	19,44
колонн:		Сут.	19,44
колонн:
направление			0,9
кондуктор			7,06
эксплуатационной			11,48
Испытание		Сут.
Испытание пластов в процессе бурения
Испытание пласта
Освоение			50,3
Расход долот		Шт.	6
Материалы для бурового раствора		т
Глинопорошок модифицированный			18,0
бентонитовый (ПБМА)			18,0
бентонитовый (ПБМА)
КМЦ-700 (600)			2,15
Сайпан (Унифлок )			0,734
Сайдрилл (Дк-дрилл)			0,404

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	24.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Паспорт рабочего проекта

Наименование показателя		Ед, изм,	Значение показателя

			проектного	фактического
			проектного	фактического

Лубриол (ФК-2000)			3,72
Графит			3,293
Кальцинированная сода			0,412
Каустическая сода			0,213
НТФ (sapp)			0,195
ФХЛС (ФХЛС-МН)			1,387
Натрий двууглекислый			0,117

Материалы для цементного раствора		т
Цемент тампонажный ПТЦ -I-50			22,168
Цемент тампонажный ПЦТ I G-CC-1			39,884
Цемент тампонажный ПТЦ III-Об 5-50			55,273
ДР-100			4
Хлористый кальций обезвоженный			0,886
МБП-М-100			0,09
Суперпластификатор С-3			0,179
Сульфацел I марки 100			0,016
« Крепь-1»			0,266
« Пента-465»			0,02
« Пента-465»
Количество смазки Р-402			0,041
Количество смазки Р-402

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	24.4
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Список принятых сокращений

	25 Список принятых сокращений
АВПД	- аномально высокое пластовое давление
АК	- акустический каротаж
АКВ	- акустический каротаж многоволновой
АКШ	- акустический каротаж широкополосной
АНПД	- аномально низкое пластовое давление
БД	- банк данных
БК	- боковой каротаж
БКЗ	- боковое каротажное зондирование
БМ	- барометрия
БМК	- боковой микрокаротаж
БУ	- буровая установка
ВИКИЗ	- высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование
ВНК	- водо-нефтяной контакт
ВП	- метод вызванных потенциалов
ВСП	- вертикальное сейсмическое профилирование
ВТ	- высокочувствительная термометрия
ГВК	- газо-водяной контакт
ГГК-Л	- гамма-гамма-каротаж литоплотностной
ГГК-П	- гамма-гамма-каротаж плотностной
ГГК-Ц	- гамма-гамма-цементометрия
ГДК	- гидродинамический каротаж
ГЖК	- газожидкостный контакт
ГИРС	- геофизические исследования и работы в скважинах
ГИС	- геофизические исследования в скважинах
ГК	- гамма каротаж интегральный
ГК-С	- гамма каротаж спектрометрический
ГНК	- газонефтяной контакт
ГРР	- геолого-разведочные работы
ГТИ	- геолого-технологические исследования
ГТН	- геолого-технический наряд
ИПТ	- испытатель пластов на трубах
КИП	- контрольно-измерительные приборы
КНБК	- компоновка низа бурильной колонны
ЛБТ	- легкосплавные бурильные трубы
ЛУБТ	- легкосплавные утяжеленные бурильные трубы
МШУ	- металлошламоуловитель
НГВП	- нефтеводогазопроявление
НКТ	- насосно-компрессорные трубы
ОМТР	- органоминеральный тампонажный раствор

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	25.1
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Список принятых сокращений
ПАВ	- поверхностно-активное вещество
ПВО	- противовыбросовое оборудование
ПМП	- прямой магнитный переводник
СМН	- смесительная машина нория
ТБПВ-ТБ	- трубы бурильные с высаженными концами
ТБПК	- трубы бурильные с приваренными концами
УБТ	- утяжеленные бурильные трубы
УМК	- универсальный машинный ключ
ФА	- фонтанная арматура
ЦА	- цементировочный агрегат

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	25.2
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031	26 Приложения
	26 Приложения
	Приложение А
	Схемы оборудования устья скважины

00-00.Б031

26.1 Рисунок 26.1 - Типовая схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием ОП 5-230/80х35 при бурении

1 Том

Приложения

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

1 Том

00-00.Б031

Приложения

Рисунок 26.2 - Типовая схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при испытании по схеме № 2 ГОСТ 13862-90

2.26

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Рисунок 26.3 - Типовая схема обвязки устья скважины колонной головкой и фонтанной арматурой

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.3
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050
Бdoc.101031	СамараНИПИнефть			Приложение Б							1Том
				Приложение Б
				Схема расположения бурового оборудования
										1. ВЛБ-МБУ-2900/175
										2. Приемные мостки
										3. Насосный блок
										4. ЦСГО
									11	5. Блок дизелей
									11	6.	Блок хранения
										6.	Блок хранения
										7. Доливная емкость
										8. ДЭС
										9. Компрессорный блок
										10. Блок дросселирования
										11. Оттяжки
							0			12. Существующая обваловка
							0			13. Чаняы для шлама
							1			13. Чаняы для шлама
										14. Котельная
		КТПН		11						15. Пожарный щит
		КТПН		11						16. Ось дренажной трубы
									Кабельная эстакада	16. Ось дренажной трубы
									Кабельная эстакада
		КТПН	м
			м					1	7
			100						7
	Б00-00.031										Приложения
	Б00-00.031	КТПН		5					11		Приложения
				1

					5
		КТПН		8
				8
				9					2
		КТПН		9		3	4
						3

							6
					4		6	3
					1			3
		КТПН					3	1
		КТПН					3
							1
							11
									16
									12
			жилгородок
	4.26

Том 1	Приложения

vk.com/club152685050

Приложение В Нормативная карта

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.5
031Б-01_1.doc

Том 1	Приложения

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.6
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Приложение Г Регламент контроля за процессом цементирования и изучения

состояния крепи после твердения тампонажного раствора

Введение

Нефтяные, газовые, газоконденсатные и другие скважины - дорогостоящие сооружения с длительными сроками эксплуатации. Эксплуатация этих сооружений должна быть безопасной для обслуживающего персонала, недр и экологии, Основным в процессе строительства скважин для создания безопасных условий ее эксплуатации является этап крепления скважины обсадными колоннами, Как правило, верхняя часть разреза, вскрываемого скважиной, крепится путем спуска обсадных труб диаметром 426 (324) мм называемых направлением или кондуктором, После спуска труб до забоя пространство между стенкой скважины и наружной стенкой труб заполняется цементным раствором на всю длину труб. Тем самым закрепляются верхние, склонные к обвалам, неустойчивые породы, Следующую обсадную колонну диаметром 324 (245) мм, называемую кондуктором или технической колонной, спускают с целью закрепления неустойчивых пород и ликвидации зон поглощений промывочной жидкости или размыва солей, Эта колонна цементируется так же на всю длину, В том случае, если из-за поглощения не удается поднять цемент до устья, верхняя часть колонны крепится путем заливки цементного раствора с устья скважины, На некоторых месторождениях Самарского региона встречаются зоны поглощения на больших глубинах, для их изоляции применяют методы крепления скважины потайными (« висячими») колоннами (« хвостовиками») с цементированием на всю длину или перекрывателями (ОЛКС) без цементирования.

Последняя обсадная колонна, называемая эксплуатационной, перекрывает весь ствол скважины от забоя до устья, Цементирование этой колонны осуществляется от ее башмака до башмака предыдущей колонны и на 150 м выше, Как правило, нижняя часть колонны для перекрытия всех напорных пластов цементируется тампонажным раствором, остальная часть - облегченным, Эксплуатационная колонна в газовой скважине цементируется на 500 м выше башмака предыдущей колонны,

Все этапы крепления скважины обсадными колоннами, особенно эксплуатационной колонной, представляют собой очень ответственные операции от качества, выполнения которых зависит продолжительность и безопасность эксплуатации скважины,

Изначально процесс цементирования осложняется тем, что по условиям доставки цементного раствора в заколонное пространство в цемент приходится добавлять 50% воды, а для смачивания всей поверхности цементного порошка достаточно добавить 30% воды, В связи с этим, после прекращения движения свободная вода выделяется из цементного раствора (раствор расслаивается), В процессе твердения раствор впитывает всю окружающую воду, в результате в камне образуются пустоты, Если же ствол с большим углом наклона или горизонтальный, то образуются каналы, В настоящее время практически все скважины наклонно-направленные с углами наклона более 20о, кроме того, все большее количество наклонно-напрвленных скважин имеют горизонтальные участки ствола, участки ствола, перекрываемые « хвостовиками-фильтрами» с малыми зазорами, Очень сложен процесс цементирования боковых стволов скважин из-за малых зазоров и больших углов наклона ствола, Осложняется процесс и тем, что геологические условия, требуют ступенчатого или манжетного способов цементирования, цементирования с отделением подстилающих вод пакером и др,

Для повышения качества цементирования разработано множество рекомендаций по обработке тампонажных растворов, позволяющих регулировать их свойства для различных геолого-технических условий, Разработаны технико-технологические мероприятия для повышения качества крепления скважин, При разработке регламента мы постараемся раскрыть те рекомендации и мероприятия, которые для геолого-технических условий Самарского региона будут выполнимы и полезны для повышения качества крепления скважин,

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.7
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Организация работ при цементировании обсадных колонн

Для цементирования обсадной колонны используется тампонажная техника:

∙цементосмесительная машина СМН-20;

∙цементировочный агрегат ЦА-320М;

∙осреднительная емкость на шасси автомобиля;

∙блок манифольдов на шасси автомобиля;

∙станция контроля процесса цементирования (СКЦ),

Для периодического контроля плотности тампонажного раствора используют приборы для контроля параметров бурового раствора, При цементировании эксплуатационных колонн и глубоких технических колонн параметры процесса цементирования фиксируются СКЦ, Для подачи продавочной жидкости из приемных емкостей к цементировочным агрегатам используют буровой насос,

До начала цементирования тампонажная техника должна быть расставлена в определенном порядке на ограниченном пространстве, Пример расположения тампонажной техники на территории буровой приведен на рисунке 1,1, Технические характеристики ЦА-320М и СМН-20 приведены в таблице 1,1, Количество СМН-20 и ЦА-320М определяется расчетом и указывается в плане цементирования обсадной колонны, Блок манифольдов, СКЦ и осреднительная емкость используются, как правило, при цементировании глубоких технических, « потайных» и эксплуатационных колонн,

После установки тампонажную технику обвязывают между собой (через блок манифольдов при его наличии) и с эксплуатационной колонной через заливочную головку, До начала цементирования нагнетательные трубопроводы должны быть опрессованы на 1,5 кратное максимальное давление во время цементирования,

Для подачи бурового раствора в мерные емкости ЦА-320М при продавливании цементного раствора в заколонное пространство нагнетательная линия буровых насосов через буровой рукав соединяется с цементировочными агрегатами, Подача сигнала к пуску и остановке бурового насоса осуществляется машинистом ЦА-320 М и двумя рабочими буровой, Первый рабочий находится у пульта пуска насосов, второй рабочий находится на месте, с которого он видит и первого рабочего и машиниста ЦА-320М, Люди, занятые подачей и приемом сигналов, для пуска и остановки бурового насоса, проходят инструктаж, Инструктаж проводит лицо, ответственное за цементирование колонны,

Основные моменты инструктажа сводятся к следующему:

∙подача раствора производится при полностью открытой выкидной задвижке;

∙машинист ЦА-320М заранее подает сигнал остановки бурового насоса до закрытия крана

на агрегате;

∙всех участников этой операции знакомят с условными сигналами « ПУСК» и « СТОП», которые подаются рукой,

В мерных емкостях одного или двух ЦА-320М, в зависимости от объема, заранее готовится буферная жидкость на основе пресной воды по рецепту, указанному в плане на цементирование, После закачивания буферной жидкости в заливочную головку устанавливаются разделительная и продавочная цементировочные пробки, последняя фиксируется,

Буровой мастер организует периодический контроль плотности цементного раствора от каждой цементосмесительной машины и в осреднительной емкости, Постоянный контроль осуществляется за выходом бурового раствора из скважины, а в конце цементирования - за выходом цементного раствора на устье, если это предусмотрено расчетом (планом),

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.8
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

СКЦ-2М	БМ

)

ли

(

	Н
М
С

	Ц
А	А
Ц	А
А
Ц
	А
	Ц
	А
	Ц
Н
М
С

ОУ

Ц А

Ц А СМН

СМН

Рисунок 26.4 – Схема расстановки и обвязки оборудования при цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн

СКЦ-2М – станция контроля и управления процессом цементирования; ОУ – осреднительная установка; БМ – блок манифольдов; ЦА – цементировочный агрегат; СМН – цементосмесительная машина

1 – цементировочная головка; 2 – буровая площадка; 3 – приемный мост; 4 – обвязка цементировочной головки

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.9
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1						Приложения
Таблица 1,26.1 –		Подача и давление, развиваемые цементировочными агрегатами

Тип	Скорость							Диаметр втулки, мм
агрегата				100		110			115(120)			126			140
			Q		P	Q	P		Q	P	Q		P	Q		P
ЦА-320	I		1,4		40	-	-		1,7	32	2,3		24	-		-
	II		2,5		32	-	-		3,2	26	4,3		19	-		-
	III		4,8		16	-	-		6,0	14	8,1		10	-		-
	IV		8,6		9	-	-		10,7	8	14,5		6	-		-
3ЦА-	I		-		-	6,6	40		-	-	8,8		30	11,2		23
400А	II		-		-	9,5	27		-	-	12,6		21	16,1		16
	II		-		-	9,5	27		-	-	12,6		21	16,1		16
	III		-		-	14,1	18		-	-	18,6		14	23,8		11
	IV		-		-	19,5	13		-	-	23,4		10	33,0		8
4АН-700	I		6		70	-	-		9,0	47	-		-	-		-
	II		8,3		51	-	-		12,3	34	-		-	-		-
	III		11,6		36	-	-		17,3	24	-		-	-		-
	IV		14,6		29	-	-		22,0	19	-		-	-		-

Примечание – Подача Q в л/с, давление Р в МПа

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.10
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Подготовка тампонажных материалов требуемого состава и качества

Состав, качество и количество тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн рассчитано и указано в рабочем проекте на строительство скважины, В соответствии с этими данными технологическая служба подрядчика составляет план работ на цементирование обсадной колонны, В плане указывают тип цемента, его количество, количество цементосмесительных машин и количество воды, необходимое для затворения цементного раствора, В том случае, когда для цементирования обсадной колонны используют несколько типов цемента в плане должно быть это указано, Для цементирования обсадных колонн используется только тампонажный портландцемент по ГОСТ 1581-96, План работ на цементирование обсадной колонны передается в тампонажную организацию, которая производит доставку и загрузку тампонажных материалов в цементосмесительные машины, В сопроводительной документации указывается тип цемента, количество и номер машины, Транспортирование и хранение цементов регулируется по ГОСТ 30515, Завод изготовитель гарантирует соответствие цемента всем требованям ГОСТ 1581-96 при хранении цемента в упакованном виде в течение 60 суток после отгрузки с завода,

По вещественному составу цементы подразделяют на следующие типы:

∙I-тампонажный портландцемент бездобавочный;

∙I G-тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44;

∙IHтампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,38;

∙II-тампонажный портландцемент с минеральными добавками;

∙III-тампонажный портландцемент со специальными добавками, регулирующими плотность цементного теста, По плотности цементного теста цемент типа III подразделяют на облегченный (Об) и утяжеленный (Ут),

По температуре применения цементы типов I, II, III подразделяются на цементы, предназначенные для:

∙низких и нормальных температур (15-50) оС;

∙умеренных температур (51-100) оС;

∙повышенных температур (101-150) оС,

По сульфатостойкости цементы подразделяют на:

∙типы I, II, III на обычные (требования по сульфатостойкости не предъявляют) и

сульфатостойкие (I CC, II CC, III CC);

∙типы I G и I H высокой сульфатостойкости (I G СС-1 и I H CC-1), умеренной сульфатостойкости (I G СС-2 и I H CC-2),

Примеры условных обозначений:

∙тампонажный с минеральными добавками, сульфатостойкий для низких или нормальных температур - ПЦТ II-50 ГОСТ 1581-96,

∙Портландцемент тампонажный со специальными добавками, облегченный плотностью 1,53 г/см3, для умеренных температур гидрофобизированный ПЦТ III-Об-100-ГФ ГОСТ 1581-96,

При необходимости цементирования обсадной колонны облегченным цементом следует использовать портландцемент тампонажный облегченный с затворением его на пресной воде, Не рекомендуется для этой цели использовать портландцемент тампонажный необлегченный с затворением на бентонитовом глинистом растворе,

Как правило, тампонажный раствор получают путем затворения цемента на технической воде, Состав или качество технической воды влияет на качество цементного раствора, поэтому анализ параметров цементного раствора в лаборатории должен проводиться при использовании той воды, которая будет применяться при цементировании на скважине, В зимнее время техническую воду перед затворением цемента необходимо подогревать до 50оС, Данные исследований (Детков В,П,) свидетельствуют о том, что цементный раствор, затворенный в зимнее время на технической воде с температурой +10 и +50оС, имеет водоотделение 10 и 1% соответственно, Другими словами, качество цементирования в зимнее время можно повысить за счет улучшения седиментационной устойчивости цементного раствора при подогреве воды перед затворением,

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.11
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Процесс цементирования обсадных колонн и контроль за процессом

Цементирование обсадных колонн осуществляется по утвержденным планам работ в которых расписаны все операции с указанием ответственных лиц буровой организации, Непрсредственно на буровой в каждой вахте буровым мастером назначается ответственный за шаблонирование обсадных труб и за шаблон,

Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного раствора,

Организация и проведение процесса цементирования должны осуществляться под общим руководством ответственного представителя бурового предприятия с участием представителя заказчика, Операции по цементированию обсадной колонны должны проводиться под непосредственным контролем ответственного представителя тампонажного предприятия в соответствии с планом работ, Отклонения от плана работ допускаются в исключительных случаях по согласованию между Подрядчиком и Заказчиком; если принимаемое решение вступает в противоречие с Рабочим проектом на строительство скважины – дополнительно с Проектировщиком,

Запрещается цементирование скважины при наличии признаков газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации,

Подача заявки буровым предприятием на доставку и доставка материалов и мобильной цементировочной техники на буровую тампонажным предприятием должны осуществляться в сроки, устанавливаемые местными нормами,

Подготовительные работы к цементированию – загрузка тампонажных материалов, набор технической воды, приготовление буферной жидкости, расстановка и обвязка цементировочной техники (кроме установки и обвязки цементировочной головки), станции контроля цементирования, настройка ее, установка средств оперативной связи и другие должны быть выполнены до окончания промывки скважины после спуска обсадной колонны,

Гидровакуумные смесители смесительных установок должны быть оборудованы насадками круглого сечения в соответствии с типом применяемых тампонажных материалов, Насадки диаметром 15-18 мм для облегченных цементов, 14-16 мм для нормальных,

В случае вынужденной задержки цементирования колонны:

∙тампонажный материал в смесительных установках должен быть подвергнут перебункеровке;

∙сроки перебункировки после загрузки устанавливаются местными нормами в зависимости от погодных условий и способа доставки и загрузки материалов, но не более, чем через трое суток;

∙пробы тампонажного материала должны быть подвергнуты контрольному анализу через 7 суток после первичного анализа,

∙Контроль за процессом цементирования заключается в контроле закачанных в скважину объемов различных жидкостей, используемых при цементировании обсадных колонн и давлений при которых эти жидкости закачиваются, Необходимо контролировать объем бурового раствора, выходящего из скважины (мерные рейки в приемных емкостях или расходомер на выходе из устья), в конце процесса продавки цементного раствора контролируют выход его на устье скважины, Кроме того, необходимо осуществлять контроль количества цемента, затаренного в СМН и израсходованного на затворение цементного раствора, плотности цементного раствора (от каждой смесительной машины и в осреднительной емкости), Значения всех подлежащих контролю параметров указаны в плане работ на цементирование обсадных колонн, При наличии СКЦ все параметры процесса цементирования регистрируются постоянно,

Цементирование обсадной колонны в один прием способом прямой циркуляции

После окончания промывки скважины необходимо:

∙установить цементировочную головку с манометром, рисунок 4,1;

∙подвесить колонну на талевой системе и расхаживать на 1,5-2,2 м над ротором (в случае появления признаков посадок колонну оставить на талевой системе с установкой муфты на 1,0-1,5 м над ротором);

∙присоединить нагнетательные трубопроводы к заливочной головке с закрытыми кранами и опрессовать обвязку водой с выдержкой 3 мин на 1,5 кратное максимальное ожидаемое давление;

∙закачать в обсадную колонну буферную жидкость;

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.12
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

∙установить в цементировочную головку нижнюю разделительную пробку под боковыми отводами и верхнюю пробку над стопорным устройством и зафиксировать ее;

∙установить и закрепить верхнюю крышку с манометром;

∙Затворение и закачивание тампонажного раствора:

∙одновременно с закачиванием буферной жидкости начать затворение тампонажного

раствора;

∙вывод смесительных установок на режим затворения осуществляется с подачей тампонажного раствора в осреднительную установку;

∙в процессе затворения, осреднения, накопления осуществлять перемешивание раствора с замерами плотности с частотой 1-3 мин;

∙приступать к закачиванию тампонажного раствора в обсадную колонну следует после накопления не менее 3,0 м3раствора необходимой плотности и вывода смесительных установок на рабочий режим, допустимое колебание плотности ±20 кг на м3,

∙Продавливание тампонажного раствора:

∙остановка процесса цементирования для перехода от закачивания к продавливанию должна быть кратковременной (только для промывки нагнетательных трубопроводов);

∙после закачивания тампонажного раствора нижние краны на цементировочной головке закрывают, подсоединяют нагнетательный трубопровод к верхнему крану, открывают кран, освобождают разделительную пробку, плавно продавливают ее в колонну, подсоединяют нижние трубопроводы к цементировочной головке, выводят цементировочные агрегаты на режим продавливания тампонажного раствора,

∙В процессе продавливания необходимо:

∙вести контроль и управление процессом по показаниям СКЦ, по давлению на насосных установках и по объемам закачиваемой продавочной жидкости;

∙контролировать объем вытесняемого из скважины бурового раствора по подъему уровня в приемных емкостях или по расходомеру на выходе из устья;

∙контролировать газосодержание в вытесняемом из скважины растворе, разжижение раствора пластовой водой или признаков других флюидов;

∙при повышении давления нагнетания сверх расчетного, появлении признаков поглощения или флюидопроявления ответственный представитель буровой организации должен принять меры по предотвращению их дальнейшего развития и согласовать дальнейшие действия с руководством предприятия;

∙последние 1,0-1,5 м3 продавочной жидкости (колонны 245 мм и менее) закачать одной насососной установкой с производительностью 3-4 л/с и 1,5-2,5 м3 (колонны более 245 мм) с производительностью 5-6 л/с;

∙определить момент « стоп» по повышению давления на 1,5-2,5 МПа;

∙если момент « стоп», после закачивания расчетного объема продавочной жидкости, не получен ответственный представитель бурового предприятия может дополнительно добавить 2-3% расчетного объема продавочной жидкости, но при цементировании эксплуатационных колонн уровень цементного раствора в колонне нельзя опускать ниже 4 м до башмака;

∙при получении момента « стоп» снизить давление в колонне до атмосферного, убедиться в герметичности обратного клапана и оставить колонну в подвешенном состоянии,

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.13
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Рисунок 4,26.5 - Цементировочная головка

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.14
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Контроль за процессом загустевания и твердения цементного раствора

После получения момента « стоп» и снижения давления до атмосферного, кран на одном из отводов заливочной головки должен оставаться открытым,

Объем возможного излива жидкости вследствие температурных процессов в скважине необходимо фиксировать, В случае интенсивного излива закрыть кран на цементировочной головке,

При закрытой цементировочной головке контролировать и фиксировать давление в колонне, Не допускать увеличения давления более 1,0 МПа с последующим снижением до исходного и замером объема излившейся жидкости из колонны,

Контролировать вес подвешенной на крюке колонны и при возрастании его на 3-5 т снижать нагрузку до исходного значения,

В скважинах, вскрывших газовые, газоконденсатные пласты независимо от наличия АВПД, а также водоносные или нефтяные пласты с АВПД, на период ОЗЦ устье необходимо герметизировать,

Изучение состояния крепи после ОЗЦ

Контроль качества цементирования после ОЗЦ осуществляется геофизическими методами, Геофизические методы обеспечивают определение следующих показателей:

∙высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной;

∙степени и характера заполнения затрубного пространства тампонажным камнем в интервале цементирования;

∙наличие или отсутствие контактных связей цементного камня с обсадной колонной и горными

породами;

∙наличие или отсутствие каналов и заколонных перетоков;

∙эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины;

∙наличие и места расположения технологической оснастки колонны;

∙фактических толщин стенок обсадной колонны;

∙фактический внутренний диаметр обсадной колонны,

∙Для определения перечисленных параметров крепи колонны используются следующие геофизические приборы:

∙-АКЦ-акустическая цементометрия;

∙-ГГЦ-гамма-гамма цементометрия (СГДТ);

∙-ЛВД-локация движения вод электромагнитная;

∙-ЛМ-локатор муфт;

∙-ПТС, МК-скважинная трубная профилеметрия,

Испытание колонн на герметичность,

1,Опрессовка проводится после окончания ОЗЦ и монтажа устьевого оборудования, 2,Испытание кондукторов и промежуточных колонн, оснащаемых колонными головками и ПВО, на

герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси,

3,Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду, В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти,

4,В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее, чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины, Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на 5 кг/см2 (0,5 МПа),

5,Кондуктор и технические колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно опрессовывается с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10-20 м выше башмака, Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования,

Результаты опрессовки оформляются актом,

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.15
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

6, В нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 м3/т и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье, превышающим 100 кгс/см2, приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой опрессовывается инертным газом (азотом) в соответствии с проектом,

7,Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны,

Нестандартные ситуации в процессе цементирования, рекомендации по минимизации потерь,

В процессе подготовительных работ и цементирования обсадных колонн иногда могут возникать следующие нестандартные ситуации:

1.Появление затяжек (посадок) при расхаживании и промывке колонны;

2.Прекращение циркуляции во время продавливания цементного раствора в результате гидравлического разрыва и поглощения;

3.Выход из строя тампонажной техники во время затворения цемента или продавливания цементного раствора;

4.Отключение электроэнергии во время затворения цемента или продавливания цементного раствора;

5.Резкое снижение давления продавливания или преждевременный выход цементного раствора на устье,

Перечисленные ситуации во время цементирования колонн возникают нечасто, но к их возникновению нужно всегда быть готовыми заранее, Все решения по устранению создавшихся ситуаций должны быть согласованы с руководством буровой организации, При появлении затяжек (посадок) при промывке и расхаживании колонны перед цементированием колонну следует оставить на талях на расстоянии 1,0-1,5 м муфты от ротора, Расхаживание и (или) вращение колонны при цементировании в этом случае исключается,

Вторая нестандартная ситуация возникает, как правило, в тех случаях, когда пройденные при бурении зоны поглощения без крепления ствола скважины не подвергались опрессовке перед спуском обсадной колонны или же время цементирования существенно возросло по каким либо причинам и цементный раствор загустел до окончания его продавливания, При возникновении такой ситуации цементный раствор из обсадной колонны продавливается в затрубное пространство до появления момента « стоп» или по расчетному объему продавочной жидкости,

Возникновение ситуации под номером три опасно при цементировании направлений и коротких кондукторов, когда на операции задействовано по одной единице техники - ЦА и СМН, В таких случаях операцию можно завершить, используя для затворения цемента собственную водонасосную, а для продавки цементного раствора – буровой насос, При этом необходимо контролировать появление цементного раствора на устье,

Если вышел из строя СМН, то решение принимается в зависимости от того, какое количество цемента уже закачано в колонну, Если цемента закачали меньше половины – его следует вымыть из скважины и выбросить в шламовый амбар, если же цемента закачали больше половины – его следует продавить в затрубье по расчету с последующей заливкой после ОЗЦ сверху,

При отключении электроэнергии во время цементирования колонны возникают затруднения продолжения работ без освещения и с подачей продавочной жидкости к ЦА, Для освещения используется аварийная электростанция, работоспособность которой проверяется перед выполнением ответственных операций, В этом случае на подачу продавочной жидкости выделяется и устанавливается около приемной емкости один ЦА, Для этого на нагнетательной линии буровых насосов заранее вваривается патрубок с заглушкой, Если это невыполнимо, то продавливание цементного раствора в затрубье можно закончить водой из водопровода или из амбара,

В случае преждевременного выхода цементного раствора на устье принятие решения зависит от того, какая часть расчетного объема продавочной жидкости откачана, Если это произошло в конце продавки, то никаких мер предпринимать не следует, причиной может являться неправильное определение коэффициента кавернозности, или эксцентричное расположение колонны, Цементный раствор направляется в шламовый амбар, Снижение давления и появление смеси цементного и бурового растворов на устье при продавливании более 1/2 расчетного объема продавочной жидкости является следствием выхода цементного раствора из колонны не только через башмак, но и где-то по длине колонны (нарушение целостности колонны), В этом случае расчетный объем продавочной жидкости следует откачать полностью, а истину устанавливать после ОЗЦ, Смесь бурового и цементного растворов также необходимо выбросить в шламовый амбар, Определить момент выхода цементного раствора не только через башмак колонны в первой половине объема его продавливания практически невозможно, так как процесс проходит без давления.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.16
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Приложение Д Оценка степени риска

Российская Федерация

ООО Самарский научно-исследовательский и проектный институт нефтедобычи СамараНИПИнефть

Анализ

опасности риска возникновения аварий

при строительстве эксплуатационных скважин

на Приобском месторождении, строящихся по проектной документации № 31Б

Начальник отдела проектирования

строительства и реконструкции скважин

ООО « СамараНИПИнефть»

________________ С.А. Сурудин

«___»_______________ 2010 г.

2010

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.17
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Аннотация

Настоящий подраздел проектной документации разработан в соответствии с требованиями пункта 1.2.14 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", М., 2003г. и на основании руководящего документа РД 03-418-01 "Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов", разработанного ГУП НТЦ "Промышленная безопасность" и утвержденного Госгортехнадзором России от 10.07.2001г.

В настоящей работе согласно требованиям 1.2.14 « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» выполнен анализ риска аварий при строительстве эксплуатационных скважин по настоящей проектной документации. Анализ выполнен на стадии проектирования в соответствии с « Методическими указаниями по проведению анализа риска опасных промышленных объектов», РД 03- 418-01.

Вданной работе содержатся результаты идентификации (выявления) опасностей (аварий) при строительстве скважин, результаты анализа и оценка риска (опасности) при строительстве указанных скважин и даны рекомендации по уменьшению степени риска. Показано, что при строительстве скважин основную опасность представляет катастрофическая авария, связанная с возможным нефтепроявлением и переходом в открытый фонтан с угрозой здоровью и жизни людей, огромными потерями материальных ресурсов и нанесением существенного ущерба окружающей среде. Кроме того, выполнена оценка риска критических (некритических) аварий.

Взаключении показано, что при строительстве скважин по данной проектной документации с соблюдением требований « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», « Инструкции по предупреждению газонефтево до проявлений...» и других нормативных документов уровень риска является допустимым исходя из социально-экономических соображений.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.18
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Приложения
		Содержание
	Наименование		Стр.
1.	Задачи и цели анализа риска аварий		26.20
2.	Описание анализируемого опасного производственного объекта		26.21
3.	Методология анализа, исходные предложения и ограничения, определяющие		26.22
пределы анализа риска (определение сценария возможных аварий)
4.	Описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и		26.23
обоснование их применения
5.	Исходные данные и их источники по аварийности, результаты идентификации		26.25
опасностей (аварий) при строительстве скважин
6.	Оценка риска аварий при строительстве нефтяных скважин		26.33
7.	Анализ неопределенностей результатов оценки риска		26.35
8.	Оценка индивидуального и коллективного риска при авариях на объектах		26.35
строительства проектируемых скважин
9.	Обобщение оценок риска		26.36
10. Рекомендации по уменьшению риска при строительстве скважин			26.37
11. Заключение
	Список использованной литературы		26.42

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.19
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

1. Задачи и цели анализа риска аварий

Основные задачи анализа риска аварий при строительстве нефтяных скважин (на стадии проектирования) заключаются в предоставлении лицам, пользующимся настоящей проектной документацией:

−объективной информации о состоянии промышленной безопасности при строительстве скважин;

−сведений о наиболее опасных, "слабых" местах с точки зрения безопасности;

−оценки степени риска (на качественном уровне) при строительстве скважин;

−обоснованных рекомендаций по уменьшению степени риска.

Целью выполнения работы по оценке риска аварий при строительстве нефтяных скважин является разработка комплекса мероприятий по предупреждению аварийных ситуаций и тем самым достижение полного исключения травматизма или гибели людей, материального ущерба и вреда окружающей природной среде.

Анализ степени риска технологических и технических решений при строительстве нефтяных скважин по данной проектной документации, выполненной ООО « ЮганскНИПИ», проводился по рекомендуемой схеме:

−планирование и организация работ;

−идентификация опасностей;

−оценка степени риска;

−разработка рекомендаций по уменьшению степени риска (управление риском).

При планировании и организации работ учитывались проектные решения по обеспечению безопасности ведения буровых работ, и тем самым способствующие снижению степени риска, на основе законодательных актов, нормативных документов, распоряжений, указаний и заданий следующих организаций:

−Госгортехнадзора России и его функциональных подразделений по территориальному признаку (Управление Тюменского округа Госгортехнадзора России);

−Главного управления природных ресурсов и охраны окружающей среды МПР России по Ханты-Мансийскому автономному округу;

−аварийно-спасательного формирования - военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов;

−пожарных инспекций всех назначений;

−административных и производственных подразделений недро-пользователя — компании

ООО "РН-ЮНГ".

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.20
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

2. Описание анализируемого опасного производственного объекта

Опасным производственным объектом при строительстве нефтяных скважин является сама строящаяся скважина (в частном случае строительство боковых стволов), а также буровая установка с основным и вспомогательным технологическим оборудованием и инструментом, необходимым для бурения скважины.

Реконструируемая скважина расположена в районе со слабо развитой инфраструктурой. Централизованные источники теплоснабжения и электроснабжения на месте производства работ отсутствуют.

Производственное водоснабжения предусматривается от водяной скважины на расстоянии 100 м от буровой, (см. табл. 3.4 проектной документации).

Теплоснабжение обеспечивается котельной. Работа котельной предусматривается в наиболее холодное время отопительного сезона составляющей для района работ 257 сутки.

Энергообеспечение буровой установки, дополнительного оборудования обеспечивается от дизель-генераторных блоков БУ. На площадке имеется также одна резервная (аварийная) дизельэлектростанция АСД-200.

Для связи объекта с базой предприятия и оперативного извещения надзорных органов о чрезвычайной ситуации или пожаре на буровой, предусмотрен радиотелефон.

Буровое оборудование, материалы, ГСМ будут доставляться по имеющимся круглогодичным и сезонным автодорогам.

Процесс бурения скважины представляет собой последовательное разрушение горных пород геологического разреза месторождения до глубины проектного продуктивного пласта и последующее обсаживание ствола скважины обсадными колоннами.

Конструкция скважины приведена в подразделе 5.1 проектной документации.

Такая конструкция скважины обусловлена горно-геологическими условиями бурения и позволяет избежать осложнений при бурении, а также обеспечивает надежную изоляцию пластов геологического разреза друг от друга.

В качестве промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну предусматривается использование полисахаридного бурового раствора. Параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в подразделе 7.1 проектной документации.

Режимы бурения ствола скважины, результаты проверочных расчетов, выбранных для бурения скважины, колонн бурильных труб, планируемый к применению породоразрушающий инструмент и элементы КНБК по интервалам бурения приведены в разделе 8 проектной документации.

Вразделе 9 проектной документации приведены расчеты обсадных колонн для всех условий их работы, произведен выбор технологической оснастки обсадных колонн и тампонажных материалов для крепления с расчетами потребного количества, обоснованы способы цементирования и произведен расчет рациональных режимов цементирования обсадных колонн, приведены методы оценки состояния обсадных колонн, а также способы и периодичность испытания их на прочность.

Вразделе 10 приведена технология освоения скважины, приведены результаты проверочных расчетов колонн НКТ для всех операций процесса освоения, выполнены расчеты потребного количества материалов и оборудования.

Строительство нефтяной скважины - это сложный производственный процесс, включающий множество технологических операций, для выполнения которых требуется сложное буровое оборудование и специальные знания и навыки работников для его обслуживания, при котором требуется строгое соблюдение работниками правил техники безопасности и требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Скважина является опасным производственным объектом, так как в процессе углубления осуществляется вскрытие отложений недр, насыщенных взрывопожароопасными флюидами - нефтью, газом. В случае неконтролируемого выхода таких флюидов на земную поверхность существует опасность возникновения открытого фонтанирования с последующим возгоранием. По степени опасности возникновения нефтеводопроявлений рассматриваемые в проектной документации поисковые скважины относятся к 1-ой категории.

Кроме вышеизложенного, сама буровая установка является аварийно опасным объектом, так как для осуществления технологических операций в процессе строительства скважины применяется

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.21
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

достаточно большое количество оборудования и инструмента довольно крупных размеров и со значительной массой.

Буровая установка оснащена специальным крупногабаритным оборудованием для сборки (свинчивания и развинчивания резьбовых соединений, удерживания труб в подвешенном состоянии) компоновок низа бурильной колонны (КНБК), бурильных труб, обсадных колонн и спуска их в скважину и т.д.

Для производства углубления скважины с помощью гидравлических забойных двигателей, а также для промывки ствола от выбуренной породы (шлама) требуется подача промывочной жидкости в колонну бурильных труб по нагнетательной линии под высоким давлением с помощью буровых насосов. Давление в нагнетательной линии буровой установки может достигать до 13,3 МПа, что является опасным и требуется строго соблюдать требования безопасности при работе с сосудами работающими под давлением.

Перечисленные выше оборудование и инструмент наиболее часто используются в процессе бурения и являются наиболее опасными.

3. Методология анализа, исходные предложения и ограничения, определяющие пределы анализа риска (определение сценария возможных аварий)

В результате анализа ранее определенных событий (причин, факторов), обусловленных конкретным инициирующим событием, был рассмотрен следующий сценарий.

Частичная или полная разгерметизация противовыбросового оборудования (фонтанной арматуры) → выброс жидкости в закрытом/открытом пространстве → воспламенение (мгновенное/с задержкой) →пожар с образованием токсичных продуктов горения/испарение и последующий взрыв → тепловое воздействие пожара пролива, "огненного шара"/воздействие ударной волны на персонал, окружающее оборудование, несущие конструкции → токсическое воздействие на персонал → нарушение герметичности окружающих конструкций → эскалация аварии.

В приведенном сценарии в зависимости от масштабов и тяжести последствий можно выделить 3

фазы:

−фаза А - период развития аварии в пределах устья скважины;

−фаза Б - угроза цепного развития аварии с выходом за пределы устья скважины (событие на территории объекта);

−фаза В - угроза цепного развития аварии за пределами объекта.

Принимая во внимание имеющиеся на объекте количества энергоносителей и их физикохимические характеристики, а также месторасположение объекта, вероятность перехода аварии в фазу "В" практически отсутствует.

Разгерметизация противовыбросового оборудования (фонтанной арматуры) опасна образованием пожара, пролива пластового флюида и концентрации паровоздушной смеси. Размещение рядом с устьем оборудования для освоения и испытания скважины может привести к каскадному развитию аварий с "эффектом домино", в том числе к групповым пожарам.

Основными инициирующими факторами при этом являются:

−взрыв паровоздушного облака углеводородов (воздействие давления ударной волны (УВ) на устьевое оборудование с последующей его разгерметизацией и воспламенением, распространение пламени);

−тепловое воздействие на сооружения буровой (при лучистом теплообмене при открытых пожарах углеводородов на ограниченных площадях; при лучисто-конвективном теплообмене вследствие неконтролируемого выхода и прямого воздействия горящей жидкости).

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.22
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

4. Описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и обоснование их применения

Проведение анализа риска включает следующие этапы:

−планирование и организация работ;

−идентификация опасностей;

−оценка риска;

−разработка рекомендаций по уменьшению риска,

результаты которых должны быть сформулированы в виде практических мер по предупреждению или уменьшению опасности для жизни человека, заболеваний или травм, ущерба имуществу, недрам и окружающей среде.

Анализ риска на этапе:

планирования и организации работ (этап проектирования).

−Ростехнадзора и его функциональных подразделений по территориальному признаку;

−аварийно-спасательного формирования - военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых' и нефтяных фонтанов;

−пожарных инспекций всех назначений;

−административных и производственных подразделений недропользователя. Учитывались перспективы социально-экономического развития региона и существующего

−экологического состояния территории в районе размещения объектов (скважин).

При проведении экспертной оценки проектных технологических и технических решений были учтены и проанализированы:

−сводные технико-экономические данные;

−основание для проектирования;

−сведения о районе буровых работ;

−геологическая характеристика месторождения;

−конструкция скважины;

−характеристика буровых растворов;

−способы углубления;

−крепление скважины;

−освоение скважины и т.п.

За основу по снижению степени риска принят опыт строительства эксплуатационных и разведочных скважин на площадях Западной Сибири в аналогичных горно-геологических условиях, анализ нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых для принятия проектных решений.

Анализ риска на этапах:

идентификации опасностей и оценки риска.

Строительство с последующей эксплуатацией скважины является сложным видом промышленной деятельности и состоит из отдельных этапов. Каждому этапу строительства (и эксплуатации) скважин присущи специфические риски. В целом строительство скважины представляет собой сложную техническую систему. На стадии проектирования для подобных систем наиболее приемлем предусмотренный РД 03-418-01 и ГОСТ Р27.310-03 "Анализ видов, последствий и критичности отказов (АВПКО)".

Используемый метод анализа и обоснование его применения

Для количественной оценки риска промышленного объекта используются методики, рекомендованные совместным приказом МЧС и Госгортехнадзора России № 222/59 от 4 апреля 1996 г.

Все аварии (значительные или незначительные), а так же множество вариантов их развития, которые могут произойти в процессе строительства скважины, невозможно предвидеть и рассмотреть

При выборе метода анализа риска аварий по количественным показателям выделяют такие

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.23
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

показатели риска:

как технический риск, индивидуальный риск, потенциальный риск, коллективный риск; социальный риск.

Риск возможных аварий при строительстве скважин по характеру и тяжести последствий в основном относится к техническому риску. Хотя, при катастрофической аварии, связанной с выбросом из скважины бурового раствора и неконтролируемым фонтанированием пластовых флюидов, существует индивидуальный риск, т.е. опасность поражения или гибели людей. Ущерб от аварий при строительстве скважин чаще всего бывает представлен материальными затратами.

На стадии проектирования строительства скважин не корректно предусматривать возникновение аварий, но можно допустить, что часто повторяющиеся аварии при строительстве ранее пробуренных скважин с той или иной частотой могут произойти и при строительстве проектных скважин.

В данной работе для анализа риска аварий при строительстве скважин (на стадии проектирования) использованы:

−статистические материалы тех аварий, которые происходили в последние годы при строительстве скважин на месторождениях с идентичными горно-геологическими условиями;

−результаты расчетов при моделировании аварийных процессов на стандартных узлах (объектах) буровой установки и площадки бурения скважин (склад ГСМ, котельная, устье скважины).

Метод количественного анализа риска характеризуется рассмотрением и расчетом нескольких показателей риска (например, технического риска, индивидуального риска) и может включать в себя несколько методик. Метод количественного анализа риска с использованием статистических показателей позволяет оценивать и сравнивать различные опасности по единым показателям и дает возможность показать возможный ущерб в цифровом значении.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.24
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

5. Исходные данные и их источники по аварийности, результаты идентификации опасностей (аварий) при строительстве скважин

Учитывая то, что анализ риска аварий при строительстве скважин проводится на стадии проектирования, метод количественного анализа риска, как наиболее эффективный, приводится в данном разделе проектной документации по статическим данным (табл. 1) для буровых предприятий при строительстве скважин с идентичными горно-геологическими условиями на месторождениях Западной Сибири, в том числе по открытым фонтанам в бывшем СССР.

Дополнительно использованы результаты расчетов при моделировании сценариев развития аварий для склада ГСМ, устье скважины (табл. 2; 5; 6). В качестве статистического материала использованы данные по буровому предприятию ООО « РН-Бурение».

Таблица 1 - Данные по аварийности в ООО «РН-Бурение» за 2006-2008 гг.

	Вид аварий	Количество	Количество
		аварий за	аварий на 1000
		период 2006-	м проходки
		2008 гг.
1.	Открытый фонтан	-	0
2.	Нефтегазопроявления	-	0
3.	Заклинки КНБК, отстрел (слом) бурильного инструмента и	2	1,38х10"3
перебуривание части ствола скважины
4.	Поломка (отворот) бурильного инструмента (ликвидация	6	4,13x10"'
аварии без перебуривания ствола скважины)
5.	Заклинки и прихваты КНБК и бурильного инструмента	12	8,26x10"3
6.	Оставление шарошек долота на забое и разбуриваниея их	1	0,69x1О"3
7.	Аварии с обсадной колонной или хвостовиком (обрыв, заклинка	7	4,82x10"3
и т.д.)
8.	Аварии с геофизическим кабелем (прибором)	-	0
9.	Слом вала шпинделя забойного двигателя	3	2,07x10"3
10. Перебуривание части ствола из-за встречи стволов		1	0,69x10"3
11. Прочие аварии (слом ведущей трубы по левому переводнику)		1	0,69x10-3

Примечание - проходка за период 2006-2008гг. в ООО « РН-Бурение» составила 1452660 м; Затраты средств на ликвидацию всех аварий составили 63121,223 тыс руб.

Из данных таблицы 1 видно, что за указанный период в ООО « РН-Бурение» аварий с открытым фонтаном, представляющих самую большую опасность по тяжести последствий, не было. Аварий со складом ГСМ и котельной также не было.

Аварии, произошедшие в прошлые годы, представляют, в основном, технический риск, связанный с потерей материальных ресурсов без особой угрозы жизни и здоровью людей при условии соблюдения персоналом техники безопасности.

Поскольку аварий со складом ГСМ в ООО « РН-Бурение», не было в настоящем разделе приводятся расчетные данные смоделированной сценария развития данной аварии (табл. 2).

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.25
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Приложения
Таблица 2 - Результаты расчетов радиусов опасных зон при пожаре на складе ГСМ

Наименование параметра			Значение

Среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2			40,0
Расчетная площадь пролива, м2			238,0
Эффективный диаметр пролива, м			17,4
Высота пламени, м			19,1
Расстояние от геометрического центра пролива до объекта при интенсивности
теплового излучения, соответствующей степени поражения, м:
- без негативных последствий в течение длительного времени		1,4 кВт/м2	30,0
- безопасно для человека в брезентовой одежде		4,2 кВт/м2	23,6
- непереносимая боль через 20 – 30 с,		7,0 кВт/м2
- ожог 1-й степени через 15 – 20	с,		20,3
- ожог 2-й степени через 30 – 40	с,		20,3
- ожог 2-й степени через 30 – 40	с,
- воспламенение хлопка-волокна через 15 мин
- непереносимая боль через 3 – 5 с,		10,5 кВт/м2
- ожог 1-й степени через 6 – 8 с,			17,4
- ожог 2-й степени через 12 – 16	с

Таблица 3 - Результаты расчетов зон теплового поражения при пожаре при проливе нефти из емкости

Наименование параметра		Значение
Наименование параметра
Среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2		19,0
Расчетная площадь пролива, м2		238,0
Эффективный диаметр пролива, м		17,4
Высота пламени, м		19,1
Расстояние от геометрического центра пролива до объекта при интенсивности
теплового излучения, соответствующей степени поражения, м:	1,4 кВт/м2
- без негативных последствий в течение длительного времени	1,4 кВт/м2	25,5
- безопасно для человека в брезентовой одежде	4,2 кВт/м2	18,6
- непереносимая боль через 20 – 30 с,	7,0 кВт/м2
- ожог 1-й степени через 15 – 20 с,		14,9
- ожог 2-й степени через 30 – 40 с,		14,9
- ожог 2-й степени через 30 – 40 с,
- воспламенение хлопка-волокна через 15 мин	10,5 кВт/м2
- непереносимая боль через 3 – 5 с,	10,5 кВт/м2
- ожог 1-й степени через 6 – 8 с,		12,1
- ожог 2-й степени через 12 – 16 с

Так как в ООО « РН-Бурение» за рассмотренные три года не было аварий также и с открытым фонтаном, рассмотрим статистические данные основных причин открытых фонтанов в бывшем СССР, которые приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные причины открытых фонтанов

		Причины	Удельный вес
			причины, %
1.	Отсутствие превенторного оборудования на устье скважины		23,0
2.	Неисправность превенторного оборудования (отказы плашечного превентора и		31,0
ПУГа)
3.	Отсутствие или неисправность шарового крана на бурильных трубах		16,0

СамараНИПИнефть		031Б.00-00	26.26
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1		Приложения

4.	Отсутствие или неисправность обратного клапана на обсадной колонне		12,0
5.	Разрушение обсадной колонны		8,0
6.	Неправильные действия буровой бригады		6,0
7.	Прочие (аварийное состояние колонной головки, цементного кольца)		4,0
Итого			100,0

Как видно из данных таблицы 4, более 80% открытых фонтанов происходило из-за отсутствия или неисправности запорного оборудования, т.е. открытые фонтаны происходили в основном по техническим причинам (из-за несовершенства запорных устройств).

Вторую по значимости (критическую) опасность при строительстве эксплуатационных скважин на нефтенасыщенные отложения представляют нефтегазопроявления. По статистическим данным тех же прошлых лет основные причины газонефтепроявлений по СССР и их процентное соотношение приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные причины газонефтеводопроявлений

	Причины газонефтегазопроявлений	Удельный вес
	Причины газонефтегазопроявлений	причины, %
		причины, %
1.	Недостаточная плотность бурового раствора, в том числе по вине:	47,0 36,0 11,0
-	буровых бригад
-	проектных организаций
2.	Поглощение бурового раствора: в том числе по вине:	9,5 1,5 8,0
-	бригады
-	проектных организаций
3.	Неполное заполнение скважины при подъеме инструмента	21,5
4.	Подъем инструмента с сальником	8,0
5.	Вскрытие зоны АВПД, не предусмотренной проектной документацией	15
6.	Незаполнение обсадной колонны при спуске в скважину	8,0
7.	Простой скважины	3,0
8.	Прочие	1,5
Итого		100,0

Видно, что наибольший удельный вес среди причин нефтегазоводопроявлений имеют причины, обусловленные недостаточной плотностью бурового раствора и неполным заполнением скважины. Последние факторы связаны преимущественно с ошибкой буровых бригад и ошибкой долива вследствие неисправности или отсутствия автоматического контроля за доливом скважины и отсутствия визуального контроля объема долива. Причинами могут быть также ошибки в скорости подъема или спуска бурильного инструмента из-за нарушения бурильщиком технологии подъема или спуска, ошибки регулирования параметров бурового раствора из-за отсутствия приборов контроля параметров раствора, либо из-за отсутствия реагентов для обработки раствора, либо в результате нарушения персоналом технологии приготовления и регулирования свойств бурового раствора.

Ниже приведены результаты расчетов смоделированных сценариев развития при аварийном выбросе нефти и факельном горении табл. 6 и 7.

Таблица 6 - Результаты расчетов радиусов опасных зон при факельном горении

Наименование параметра	Значение

Среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2	19,0
Расчетная площадь пролива, м2	62,0
Эффективный диаметр пролива, м	8,8
Высота пламени, м	12,0

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.27
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Приложения

Наименование параметра			Значение

Расстояние от геометрического центра пролива до объекта при интенсивности
теплового излучения, соответствующей степени поражения, м:
- без негативных последствий в течение длительного времени		1,4 кВт/м2	14,7
- безопасно для человека в брезентовой одежде		4,2 кВт/м2	10,5
- непереносимая боль через 20 – 30 с,		7,0 кВт/м2	8,4
- ожог 1-й степени через 15 – 20 с,
- ожог 2-й степени через 30 – 40 с,
- воспламенение хлопка-волокна через 15 мин
- непереносимая боль через 3 – 5 с,		10,5 кВт/м2	6,7
- ожог 1-й степени через 6 – 8 с,
- ожог 2-й степени через 12 – 16 с

Таблица 7 - Результаты расчетов радиусов опасных зон при взрыве аварийного выброса нефти

Наименование параметра	Значение

Приведенная масса горючих газов (паров), кг	1,549
Категория установки для варианта	Ан
Радиусы зон разрушения:
- полных (Pизб>100 кПа), м	3,18
- 50 %-ных (Pизб=53 кПа), м	4,47
-средних (Pизб=28 кПа), м	6,54
-умеренных (Pизб=12 кПа), м	11,67
- нижний порог повреждения человека (Pизб=5 кПа), м	23,34
-малых повреждений R6 (Pизб=3 кПа), м	36,34

Расчеты и зоны поражений приведены в томе 4 данной проектной документации ИТМ ГО ЧС.

Надежность и безопасность принимаемых при строительстве скважин решений определяется комплексом организационно-технических решений, соответствием принятых при проектировании решений реальным условиям бурения и эксплуатации скважины. Для обоснованного принятия решений необходимо выявить и четко описать все присущие системе опасности.

Оценка тяжести последствий возможных отказов проведена методом экспертной оценки при этом тяжесть последствий оценивалась для 4-х групп, по которым в результате отказа элемента системы может быть нанесен урон - персонал, население, окружающая среда, материальные объекты. При этом оценивались масштабы последствий отказа.

По тяжести последствий отказы распределены следующим образом:

−Отказ с катастрофическими последствиями - отказов с подобными последствиями не выявлено.

−Отказ с критическими последствиями;

−Отказ с некритическими последствиями;

−Отказ с пренебрежимо малыми последствиями - мелкие аварии, по которым можно не проводить анализа риска и не рассматривать их в данной работе.

Возможные в процессе строительства (и эксплуатации) скважины отказы приведены в табл. 6.

Основную (катастрофическую) опасность при строительстве скважин представляет возможный выброс бурового раствора из скважины с переходом в открытый (неуправляемый) фонтан нефтегазовой смеси. Вероятность возникновения нефтегазопроявлений с переходом в открытый фонтан при строительстве скважин очень мала, но она существует. Поэтому есть необходимость проведения анализа риска катастрофической аварии, и критических (некритических) аварий. На основании вышеприведенных расчетов таблиц Кб и анализа произошедших аварий (табл. 6) на аналогичных

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.28
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

сооружениях, технологических аппаратах и оборудовании ниже приведена следующая обобщенная оценка:

1Ни один взрыв ГПВС не приводит к эффекту « домино» и эскалации аварии взрыва на другие сооружения.

2Ни один взрыв не приводит к существенному риску гибели людей, находящихся на смежных сооружениях. Гибель людей произойдет только непосредственно в зоне взрыва.

3При взрыве паров ВПОХВ в котельной возможно полное или частичное разрушение помещения: сильные разрушения железобетонных и стальных каркасов с обрушением большей части стен и перекрытий, повреждением технологического оборудования и кабельной продукции.

4При взрыве газа от действия УВВ обслуживающий персонал находящийся во время взрыва в производственном здании либо погибнет, либо получит серьезные повреждения в результате прямого действия взрывной волны либо при обрушении здания или перемещения тела взрывной волной.

5Возможные пожары пролива ЛВЖ не приведут к существенному риску гибели от теплового излучения людей, находящихся даже в непосредственной близости от стены огня. Гибель людей произойдет только непосредственно в зоне пожара.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.29
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

30.26

Таблица 8 - Анализ видов и последствий отказов

№№	Наименование	Вид отказа	Причина отказа	Частота	Тяжесть	Степень	Средства	Рекомендации по
п/п	оборудования				последствий	риска отказа	обнаружения	уменьшению
	блока узла						неисправности	опасности
1	Буровая установка	Разрушение,	Коррозия и	Возможный	Критические	В	Периодические	Своевременное
		падение вышки	усталость	10-2-10-4			испытания буровой	выявление и замена
			конструкционных				установки,	дефектного
			материалов				дефектоскопия	оборудования
			приложение
			нагрузок более
			допустимых
2	Буровая установка	Падение талевой	Обрыв талевого	Вероятный	Некритические	В	Противозатаскивате	Выполнение
		системы	каната	1-10-2			ль, индикатора веса,	требований п. 2.5.14
				1-10-2			регулярный	РД 08-624-03
							регулярный	РД 08-624-03
							визуальный осмотр
							талевого каната при
							приеме-сдаче вахты
3	Буровая установка	Производствен	Поражение	Частый >1	Некритические	В	Предохранительные	Обучение персонала,
		ный травматизм	электротоком,				устройства,	использование
			высоким				ограждения,	индивидуальных и
			давлением,				блокировки, датчики	коллективных средств
			падением				напряжения и	защиты, выполнение
			предметов,				давления	требований и норм ОТ
			движущимися					и ТБ
			механизмами
4	Буровая установка	Взрывы, пожары	Возгорание	Возможный	Критические	В	Газоанализатор,	Соблюдение ППБ
			емкостей с ГСМ,	10-2-10-4			визуально
			продуктов освоения,
			нефтепроявления
5	Скважина	Флюидопроявлен	Превышение	Возможный	Критические	В	Уровнемеры,	Применение ПВО,
		ия, открытый	пластового	10-2-10-4			ареометр	обучение персонала,
		фонтан	давления над					бурение раствором,
			забойным					обеспечивающим
								превышение забойного
								давления над
								пластовым
6	Скважина	Нарушение	Коррозионный	Возможный	Критические	В	Периодические	Обеспечение
		герметичности	износ,	10-2-10-4			гидравлические	планового подъема

1 Том

Приложения

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.1_01-Б031

00-00.Б031

31.26

									Том
		колонны	механическое				испытания и	цемента за колоннами	Том
			воздействие				геофизические		1
			воздействие				геофизические
							исследования,
							экологический
							мониторинг
7	Скважина	Аварии с	Износ инструмента	Частый >1	Некритические	С	Индикатор веса	Обучение персонала,
		бурильным	ошибки персонала					про ведение
		инструментом						комплекса
								профилактических
								мероприятий,
								ограничение угла в
								интервале набора
								кривизны град/10 м.
								Проведение
								дефектоскопии
								бурового инструмента
8	Скважина	Осложнения в	Несоответствие	Частый >1	Некритические	С	Индикатор веса,	Обучение персонала,
9	Буровая установка,	процессе буренияфактических		Частый >1	Отказ с	С	уровнемеры,	проведение комплекса	Приложения
9	Буровая установка,	Выбросы	Работа механизмов	Частый >1	Отказ с	С	Экологический	Обваловка,	Приложения
			условий проектным				визуально	профилактических
								мероприятий
	циркуляционная	вредных веществ			малыми		мониторинг	гидроизоляция,
	система, шламовые				последствиями			откачка из амбаров
	амбары
10	Скважина	Поглощение	Геологические	Частый >1	Критические	А	Частичное	Для ликвидации
		бурового	причины				поглощение	катастрофических зон
		раствора						поглощения
								промывочных
								жидкостей
								предусматривается
								применение
								полимерных
								вязкоупругих или
								соляро-бентонитовых
								тампонирующих
								составов с
								волокнистыми
								наполнителями

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

6Тепловое излучение при пожарах пролива нефти не играет существенной роли в опасности для близлежащих сооружений. Их разрушение происходит при непосредственном воздействии пламени.

7Время горения пролива ЛВЖ на открытой площадке склада ГСМ составит 1 час

8Длина пожароопасного облака при аварийной ситуации на скважине составит от 28 до 188 м в зависимости от дебита скважины.

9Высота и диаметр факела при аварии на скважине составит от 14 м до 86 м и от 2,2 м до 13 м соответственно.

Оперативная локализация позволяет значительно снизить последствия аварий. Рассматривая выброс опасных веществ в окружающую среду, предполагаем, что:

−газ, постепенно рассеется в воздухе;

−нефть будет собрана.

Наличие службы ликвидации аварий и использование современных методов и оборудования позволяют минимизировать вредное воздействие, наносимое окружающей среде.

Пары сырой нефти малотоксичные. Большее воздействие оказывает соприкосновение с жидкой нефтью кожи человека, вследствие чего могут возникать дерматиты и экземы. Главная опасность при выбросе природного газа связана с удушьем при недостатке кислорода. Это может происходить при большом содержании метана (CH4) в воздухе, когда парциальное давление и удельное содержание кислорода резко уменьшаются.

При пожаре пролива нефти, как показывают расчеты, поражения тепловым излучением людей и материальных объектов не происходит даже в непосредственной близости от стены огня. Пожар пролива нефти приводит к разрушению надземных трубопроводов и узлов только в случае, когда материальные объекты попадают внутрь горящего разлива.

По данным статистики, при неорганизованных выбросах природного газа (метана) в атмосферу на объектах нефтегазового комплекса явлений взрыва не отмечалось. Вероятность взрыва облака паров нефти с воздухом так же незначительна. Это может быть объяснено свойствами метана: низкой плотностью газа (0,682кг/мЗ), достаточной химической стабильностью, способностью к детонации лишь с помощью сильных инициирующих зарядов и низкой скоростью химического взаимодействия с кислородом воздуха. Результаты статистических исследований дают основание полагать, что в отличие от тяжелых углеводородов газообразный метан представляет меньшую опасность взрыва больших масс ГПВС

Анализ возможных опасностей производился с целью выявления наиболее вероятных причин, которые могут привести к аварии на площадке, определения поражающего действия аварийного взрыва на обслуживающий персонал, производственные объекты, конструкции зданий и технологическое оборудование. Анализ технологических особенностей проектируемого объекта показал, что на нем могут реализоваться следующие опасности.

Расчет надежности ПВО и вероятности возникновения аварий при нефтепроявлении.

Учитывая, что основной целью обеспечения безопасности при строительстве скважины является отсутствие выхода пластового флюида на поверхность, рассмотрим следующие возможные для него пути: трубное (бурильный инструмент), затрубное пространство и цементное кольцо за кондуктором.

Надежность трубного пространства определяется надежностью шарового крана и (или) обратного клапана; надежность затрубного пространства - надежностью превенторов противовыбросового оборудования; надежность цементного кольца за кондуктором -качеством цементного кольца и надежностью сцепления цементного камня с колонной и породой. В расчете надежности объекта (скважины) надежности составляющих следует объединить последовательно, т.к. отказ одного из указанных элементов ведет к отказу всего объекта. В этом случае надежность объекта определяется произведением всех составляющих элементов.

Н(t) = ПН(t) ,

i=1

где: Н – надежность;

T – количество элементов надежности;

Нi – надежность i-того элемента.

При обвязке устья с использованием ПВО по схеме ОП5-230/80х35 возможна одновременная работа двух превенторов - одного из плашечных и универсального, но достаточно, чтобы в заданный период времени безотказно работал один из них, при этом надежность определяется параллельным объединением надежностей двух элементов:

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.32
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Н(t) = 1− П ×[1− H i (t)]

i=1

Учитывая все составляющие элементы, получим следующее выражение надежности технологии вскрытия нефтенасыщенного продуктивного пласта:

H = [1− (−H1 )(1− H 2 )]× H 3 × H 4

где: H1 - надежность плашечного превентора;

Н2 - надежность универсального превентора;

Нз - надежность шарового крана или обратного клапана;

Н4 - надежность цементного кольца за кондуктором.

По статистическим данным прошлых лет и по экспертной оценке специалистов (по опыту строительства скважин на месторождениях Западной Сибири с идентичными горногеологическими условиями бурения) надежности рассматриваемых элементов соответствуют 100%, т.е. равны 1. Кроме того, полное выполнение предусмотренных проектной документацией решений и мероприятий по предупреждению нефтегазопроявлений, а также монтаж на устье скважины исправного запорного оборудования (плашечного и универсального превенторов), применение исправного шарового крана и обратного клапана, качественное цементирование кондуктора от забоя до устья обеспечат стопроцентную надежность объекта в целом.

Используя значения показателей надежности H1=l, Н2=1, Н3=1, Н4=1, получим Н=1.

Следовательно, при строительстве скважин по данной проектной документации с соблюдением требований « Правил безопасности...», « Инструкции по предупреждению газонефтево до проявлений и открытых фонтанов...» и других нормативных документов вероятность наступления события (неуправляемого фонтана) низка, т.е. степень риска стремится к нулю.

Для выполнения количественной оценки риска всех остальных видов аварий, которые могут случиться при строительстве скважин по данной проектной документации воспользуемся статистическими данными таблицы 1.

6. Оценка риска аварий при строительстве нефтяных скважин

Результаты оценки риска.

Врезультате проведения анализа опасности должны быть оценены на соответствие их критериям приемлемого риска. При этом критерии и результаты могут быть выражены как качественно, так и количественно. Практика показывает, что вероятностная оценка дает значительные погрешности. РД 03-418-01 рекомендует применять качественные, инженерные методы анализа риска. При этом оценка риска включает оценку частоты риска на основе практического опыта.

Всоответствии с данными требованиями проведено ранжирование по степени частоты отказов на следующие категории: Ожидаемая частота возникновения:

−более 1 раза в год - частый;

−1-10-2 раз в год - вероятный;

−10-2-10-4 раз в год - возможный;

−10-4-10-6 раз в год - редкий;

−практически невероятный - менее одного раза в миллион лет.

Данные по рискам с частотами редкими и практически невероятными не рассматриваются.

Оценка риска выполнена по матрице « вероятность - тяжесть последствий». При этом выделялось 4 категории отказов.

А - неприемлемая степень риска объекта, обязателен количественный анализ риска или требуются особые меры безопасности;

В - желателен количественный анализ риска или требуется принятие определенных мер безопасности;

С - рекомендуется качественный анализ риска или принятие некоторых мер безопасности;

Д - проведение анализа не требуется.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.33
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

В результате анализа установлено, что отказы, имеющие степень риска категории « А» отсутствуют.

К рискам со степенью категории « В» относятся аварии с буровым оборудованием, открытое фонтанирование, нарушение целостности обсадных колонн в процессе возможной эксплуатации.

Согласно « Правил безопасности...» п. 2.5.6 выбор типа буровой установки производится из условия, что нагрузка на крюке не должна превышать 0,6 величины параметра « допускаемая нагрузка на крюке» для наибольшей расчетной массы бурильной колонны, 0,9 от наибольшей расчетной массы обсадной колонны".

В подразделе 8.10 проектной документации обоснование выбора буровой установки исходя из допустимой нагрузки на крюке, для бурения по проектной конструкции скважины.

После истечения срока эксплуатации бурового оборудования создается комиссия под руководством главного механика, с участием представителя фирмы для проведения испытания на пригодность для дальнейшей эксплуатации. В случае если оборудование не выдерживает испытание (деформация, слом), оно должно быть демонтировано и списано.

Количественная оценка прочности и герметичности обсадных колонн выполнена в разделе 9 проектной документации. Обеспечение безопасности скважины, как инженерного объекта при освоении и после ввода его в эксплуатацию предусмотрено в разделе 10 проектной документации.

Предельно-допустимые концентрации (ПДК) для некоторых вредных веществ, химических реагентов и материалов приведены в разделе 3 (« Охрана окружающей среды») проектной документации.

Анализ аварийности оценивающийся по категории отказов « С» ( достаточен качественный анализ риска), показал, что не происходит больших трудностей со спуском инструмента при бурении под эксплуатационную колонну. Таких событий на месторождении не было.

Результаты определения степени риска.

Проектной документациуй предусмотрено строительство н/направленной скважин глубиной 3047 м. Примерную вероятность возникновения аварий при строительстве всех проектных скважин можно определить с помощью выражения:

Рав = Кав × Н /1000

где: Рав - вероятность возникновения аварий на проектной скважине;

Кав - коэффициент аварийности (количество аварий на 1000 м проходки, см. таблицу 1);

Н=1584440 м - планируемая проходка по проектной документации.

Расчетные величины вероятностей, приведенные в таблице 7 соответствуют степени риска возникновения той или иной аварии при строительстве скважин по данной проектной документации.

Таблица 9 - Расчетная версия аварий ( по статистическим материалам )

	Вид аварий		Коэффициент	Вероятность
			аварийности	аварии Рав
			Кав
1.	Открытый фонтан		0	0
2.	Нефтегазопроявление		0	0
3.	Заклинка КНБК, отстрел (слом) бурильного инструмента и		1,38х10-3	2,1865
перебуривание части ствола скважины
4.	Поломка (отворот) бурильного инструмента (ликвидация аварии без		4,13x10-3	6,5437
перебуривания ствола скважины)
5.	Заклинки и прихваты КНБК и бурильного инструмента		8,26x10-3	13,0875
6.	Оставление шарошек долота на забое и разбуривания их		0,69x10-3	1,0932
7.	Аварии с обсадной колонной или хвостовиком (обрыв, заклинка и т.д.)		4,82х10-3	7,6370
8.	Аварии с геофизическим кабелем (прибором)		0	0
9.	Слом вала шпинделя забойного двигателя		2,07x10-3	3,2798
10. Перебуривание части ствола из-за встречи стволов			0,69x10-3	1,0932

СамараНИПИнефть		031Б.00-00		26.34
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Приложения

	Вид аварий	Коэффициент	Вероятность
		аварийности	аварии Рав
		Кав
11. Прочие аварии (слом ведущей трубы по левому переводнику)		0,69x10-3	1,0932
Примечание: Планируемая проходка по проектной документации составляет ~ 1584440 м.

Из результатов расчетов видно, что вероятность возникновения аварий при строительстве скважин по данной проектной документации мала, а риск является приемлемым

7. Анализ неопределенностей результатов оценки риска

По результатам анализа риска катастрофической аварии можно сделать заключение о том, что при стопроцентной надежности запорного оборудования степень риска возникновения открытого (неуправляемого) фонтана стремится к нулю. При рассмотрении статистических данных прошлых лет по табл. 26.1 за три года не произошло ни одной аварии с открытым фонтаном. Кроме того, на стадии проектирования предусмотрено применение исправного противовыбросового оборудования и выполнение специальных мероприятий, исключающих возникновение нефтегазопроявлений и неуправляемого открытого фонтана. Но, несмотря на вышеперечисленные выводы, вероятность возникновения такой аварии существует, однако степень ее возникновения количественно определить (на стадии проектирования) не представляется возможным. Таким образом, анализируя оценку риска катастрофической аварии, связанной с открытым неуправляемым фонтаном, получаем неопределенный результат: при значении степени риска, равном нулю, не исключается вероятность аварии.

В данном разделе проектной документации не рассмотрены виды критических (некритических) аварий, которые могут произойти при строительстве скважин, и их невозможно учесть, так как их невозможно предвидеть. Такие аварии могут произойти по разным причинам, например, из-за:

−превышение допустимых нагрузок и сил на буровое оборудование и инструмент;

−нарушение технологических процессов;

−использование неисправного оборудования и инструмента;

−снижение надежности оборудования и несвоевременный контроль его качества;

−изменение горно-геологических условий бурения по сравнению с проектными данными;

−ошибка обслуживающего персонала (человеческий фактор).

Расчеты вероятностей возникновения критических аварий выполнены только по тем видам аварий, которые произошли за прошлый период в одном буровом предприятии. По результатам расчетов получены количественные значения вероятностей возникновения отдельных видов аварий при бурении проектных скважин, в то время как проектной документацией совершение аварий не предусмотрено, т.е. оценивать риски критических аварий на стадии проектирования строительства скважин некорректно. Таким образом, вероятности критических (некритических) аварий на стадии строительства скважин можно принять равными нулю.

Несмотря на неопределенность результатов оценок риска при строительстве скважин по данной проектной документации (на стадии проектирования), полученные значения вероятностей аварий, приведенные в таблице 26.8 можно рассматривать как количественные оценки степени риска.

8. Оценка индивидуального и коллективного риска при авариях на объектах строительства проектируемых скважин

Рассмотренные аварийные ситуации с выбросом горючих газов и проливом легковоспламеняющейся жидкости может протекать по различным сценариям со следующими последствиями:

∙пожар излива с тепловым воздействием на людей и окружающую среду;

∙взрыв газовоздушной смеси с воздействием ударной волны на людей и близко расположенные объекты;

∙выброс вредных веществ с последующем токсическим воздействием на людей и окружающую

среду.

Оценка вероятности возникновения аварийных ситуаций и вероятности развития их по различным сценариям на проектируемом объекте проведена с учетом принятых проектных решений и статистических данных согласно « Руководству по оценке пожарного риска для промышленных предприятий», ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2006.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.35
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Количественная оценка индивидуального риска для обслуживающего персонала на взрывопожароопасном проектируемом объекте выполнена на основе РД 03-418-01 и по методике, изложенной в ГОСТ Р 12.3.047-98.

Индивидуальный риск для трасс и наружных площадок взрывопожароопасного проектируемого объекта при воздействии различных опасных поражающих факторов в результате возникновения аварийных ситуаций, включая максимальные аварии, представлен в таблице 3.2.

Таблица 26.10 - Индивидуальный риск для территорий проектируемого объекта при воздействии различных опасных факторов в результате аварий

Наименование сооружения	Вид разгерметизации оборудования	Наименование поражающего фактора	Потенциальный	риск, год	Вероятность пребывания человекав зоне поражения	Индивидуальный	риск, год
				1-			1-

			Ударная волна	0,95×10-6	1	0,95×10-6
Устье скважины	разлив		Тепловое излучение	0,5×10-6	1	0,5×10-6
			Токсическое воздействие	0,1×10-7	1	0,1×10-7
В соответствии с		ГОСТ Р 12.3.047-98 предельно		допустимые	значения	приемлемого

индивидуального пожарного риска для населения составляют:

∙безусловно приемлемый индивидуальный риск – меньше 10-8 год-1;

∙безусловно неприемлемый индивидуальный риск – больше 10-6 год-1.

Индивидуальный риск, как правило, определяется не для каждого человека, а для групп людей, характеризующихся примерно одинаковым временем пребывания в различных опасных зонах и использующих одинаковые средства защиты (РД 03-418-01 « Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов», М. 2002 г.).

Количественные показатели коллективного риска при пожаре и взрыве на буровой согласно раздела 5 составляют:

∙во время нефтегазопроявления из устья скважины в зоне действия поражающих факторов могут оказаться 3 человека (бурильщик, первый и второй помощники бурильщика).

∙во время пожара на складе ГСМ в зоне действия поражающих факторов может оказаться 1 человек (дизелист или водитель топливозаправщика).

9. Обобщение оценок риска

В настоящем подразделе выполнена оценка надежности запорного оборудования и цементного камня (на стадии проектирования), т.е. тех элементов, которые предотвращают возникновение неуправляемого нефтегазопроявления и открытого неуправляемого фонтана при строительстве скважин по данной проектной документации. Кроме того, показана вероятность возникновения критических (некритических) аварий с учетом статистических данных прошлых лет.

Для обобщения оценок риска сложением значений вероятностей аварий (таблица 7) определим общую степень риска аварий: Рав=36,0141 Полученное значение Рав говорит о том, что за время строительства проектной скважины может произойти 36,0141 аварий.

Для определения возможного материального ущерба на ликвидацию аварий Рав=36,0141 при строительстве проектной скважины воспользуемся статистическими данными, т.е. используем фактически понесенные на ликвидацию аварий материальные затраты. Разделив фактически понесенные затраты на количество ликвидируемых аварий и умножив их на Рав=36,0141 получим материальный ущерб в размере ~1585341 рублей, который может понести буровое предприятие при строительстве проектной скважины.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.36
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

10. Рекомендации по уменьшению риска при строительстве скважин

Анализ риска на этапе:

разработка рекомендаций по уменьшению риска.

Разработка рекомендаций по уменьшению риска является заключительным этапом анализа риска (см. п. 4.5 « Методических указаний»).

Первоочередными мерами обеспечения безопасности при строительстве скважины являются меры по предупреждению аварий (см. п. 4.5.5 « Методических указаний»).

Меры по уменьшению риска могут иметь технический, эксплуатационный или организационный характер. При этом приоритеты реализуются в следующем порядке:

−уменьшение вероятности возникновения аварийной ситуации;

−уменьшение вероятности возникновения неполадки;

−уменьшение вероятности перерастания неполадки в аварийную ситуацию;

−меры уменьшения последствий аварии.

Настоящая проектная документация предусматривает использование специального оборудования, устройств, предохранительных средств, средств индивидуальной и коллективной защиты, направленных на реализацию изложенных выше приоритетных направлений.

Важнейшим организационным мероприятием является профессиональная подготовка кадров. Согласно « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» к руководству работами по бурению допускаются лица, имеющие высшее или среднее специальное образование по соответствующей специальности и право на ведение этих работ. Рабочие должны быть обучены при учебном комбинате и к самостоятельной работе при строительстве скважин могут быть допущены только после соответствующего обучения и проверки знаний по безопасному ведению работ и пртивофонтанной безопасности.

Безусловное соблюдение мер техники безопасности, применение предохранительных устройств и средств защиты является важнейшим фактором снижения рисков. Управляющим документом по этому пункту являются « Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», неукоснительное соблюдение которых требуется от каждого работника на любой стадии технологического процесса. В настоящей проектной документации этому вопросу отводятся соответствующие подраздел 8.11-8.16 проектной документации.

Реализация предусмотренных проектной документацией мероприятий позволит уменьшить вероятность возникновения аварий, неполадок, перерастания неполадок в аварии.

Мероприятия по уменьшению последствий аварий направлены, прежде всего, на локализацию последствий аварии на буровой площадке. В этом аспекте наиболее действенным является оборудование площадки, устройство гидроизолированных амбаров для приема аварийных выбросов загрязняющих веществ, что предусмотрено в проектной документации строительства буровой площадки.

Ниже (таблица 8) приведены проектные решения или ссылки на них в проектной документации, сводящие к минимуму вероятность наступления нефтепроявлений или открытого фонтана (катастрофической аварии). Приведены также основные проектные решения по снижению риска возникновения критических (некритических) аварий (таблица 9) при строительстве скважин по данной проектной документации.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.37
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Таблица 10 - Основные решения по снижению риска возникновения катастрофической аварии

Событие (процесс), наступление которого с той		Технико-технологические решения проектной
или иной вероятностью может привести к		документации делающие вероятность
катастрофической аварии		наступления события равной нулю
(нефтегазоводопроявлению с переходом в
открытый фонтан)
1. Отсутствие противодавления на		1.1. Текущий градиент пластового давления уточнен
нефтенасыщенные пласты геологического разреза		по фактическим замерам в ранее пробуренных
под воздействием гидростатического давления		поисковых и разведочных скважинах на данной
столба бурового раствора		площади.
		1.2. Проектная плотность бурового раствора
		определена в соответствии с п.2.7.3.3. « Правил
		безопасности...» ( раздел 7.табл. 7.1 проектной
		документации).
2. Отсутствие противодавления на		2.1. Текущий градиент пластового давления уточнен
нефтенасыщенные пласты геологического разреза		по фактическим замерам в ранее пробуренных
под воздействием гидростатического давления		поисковых и разведочных скважинах на данной
технологических жидкостей при освоении скважины		площади.
		2.2. Суммарное гидростатическое давление столбов
		технологических жидкостей в скважине превышает
		пластовое давление на величину, обеспечивающую
		выполнение п.2.7.3.3. и 2.9.2. « Правил
		безопасности..» ( табл.9.20 проектной
		документации).
3. Возникновение депрессии давления на		3.1. Регулярный долив раствора в скважину
нефтенасыщенные пласты геологического разреза в		(поддержание уровня раствора у устья) при спуске и
процессе бурения и крепления		подъеме бурильного инструмента (подраздел 8.12
		проектной документации).
		3.2. При затяжках и посадках инструмента
		проработка ствола (участка) скважины и
		поддержание оптимальных параметров бурового
		раствора с целью исключения подъема инструмента
		с сальником, т.е. свабирования бурильным
		инструментом (подраздел 8.15).
		3.3. Предусмотрена подготовка ствола скважины к
		спуску и определен режим спуска обсадных колонн
		(подраздел 9.1.7 проектной документации).
		3.4. Подъем бурильной колонны при наличии
		сифона или поршневания запрещается (подраздел
		8.12 проектной документации)
4. Снижение противодавления на		4.1. Проектная плотность бурового раствора
нефтенасыщенные пласты из-за поглощения		определена в соответствии с п.2.7.3. « Правил
бурового раствора		безопасности....» ( таблица 7.1 проектной
		документации).
		4.2. Рекомендовано на практике определять
		допустимые колебания гидродинамического
		давления при спуске бурильного инструмента и
		поддерживать оптимальные реологические
		свойства раствора и скорости спуска бурильного
		инструмента, чтобы не вызвать поглощения
		бурового раствора. В проектной документации
		определены скорости спуска и подъема бурильного
		инструмента в интервалах пород, склонных к
		поглощению бурового раствора и к
		обвалообразованию. (подраздел 8.13 проектной
		документации).
		4.3. Определены требования к подготовке ствола

СамараНИПИнефть	031Б.00-00		26.38
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Приложения

Событие (процесс), наступление которого с той		Технико-технологические решения проектной
или иной вероятностью может привести к		документации делающие вероятность
катастрофической аварии		наступления события равной нулю
(нефтегазоводопроявлению с переходом в
открытый фонтан)
		скважины перед спуском обсадных колонн и
		определен режим спуска (подраздел 9.7.1
		проектной документации).
5. Вскрытие зон АВПД, не предусмотренных		5.1. Зон АВПД в данном геологическом разрезе нет
проектной документацией
6. Возможные газопроявления		6.1.Вероятность газопроявлений равна нулю из-за
		отсутствия в геологическом разрезе газоносных
		пластов
7. Вероятность открытого фонтана		7.1. Опрессовка кондуктора и цементного кольца за
		кондуктором в соответствии с « Инструкцией по
		испытанию обсадных колонн на герметичность»
		7.2.Обвязка кондуктора и эксплуатационной
		колонны колонной головки ОКК1-21-245×146
		-периодические учебные тревоги; (подраздел 8.12
		проектной документации)
		7.3.Установка на кондуктор противовыбросового
		оборудования ОП5-230/80х35
		7.4.В целях недопущения неисправности
		превенторного оборудования (отказов плашечных и
		кольцевого превенторов) предусмотрено:
		-опрессовка превенторов вместе с крестовинами и
		трубными задвижками водой на рабочее давление; -
		проверка состояния и работоспособности
		превенторов;
		-периодические учебные тревоги; (подраздел 8.12
		проектной документации).
		7.5.На буровой предусмотрено иметь:
		-два обратных клапана (для бурильного
		инструмента), один из которых рабочий, другой
		запасной;
		-опрессованную бурильную трубу с диаметром под
		плашки превентора и переводником под бурильные
		трубы другого размера с шаровым клапаном
		(подраздел 8.12 проектной документации).
		7.6.Технологическая оснастка обсадных колонн
		включает наличие исправного обратного клапана
		7.7.Предусмотрено применение высокопрочных и
		высокогерметичных обсадных труб и смазки типа
		Русма-1 (Р-402), при спуске обсадных труб в
		скважину, что предотвращает нарушение
		целостности колонн при строительстве и
		эксплуатации скважин (подраздел 9.1.7 проектной
		документации).
		7.8.В целях предупреждения и своевременной
		ликвидации аварий и осложнений проектной
		документацией предусмотрено выполнение
		требований п.2.8. "Правил безопасности в НГП" и
		« Инструкции по предупреждению
		газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов
		при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и

СамараНИПИнефть	031Б.00-00		26.39
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Приложения

Событие (процесс), наступление которого с той		Технико-технологические решения проектной
или иной вероятностью может привести к		документации делающие вероятность
	катастрофической аварии	наступления события равной нулю
(нефтегазоводопроявлению с переходом в
	открытый фонтан)
		газовой промышленности» РД 08-254-98,
		(подраздел 8.17 проектной документации)

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.40
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Приложения
Таблица 11 - Основные решения по снижению риска возникновения критических
(некритических) аварии

Событие (процесс), наступление	Технико-технологические решения проектной документации
которого с той или иной	делающие вероятность наступления события равной нулю
вероятностью может привести к
возникновению аварий
1. Заклинка, прихват КНБК; слом,	1.1.Проектные параметры бурового раствора (плотность, вязкость,
отворот бурильного	водоотдача и др.) определены в соответствии с п. 2.7.3 «Правил
инструмента с перебуриванием (без	безопасности...» (раздел 7 проектной документации) и с учетом
перебуривания) части ствола скважины	предупреждения осложнении по всему геологическому разрезу.
	1.2. Определены скорости спуска, подъема бурильного инструмента,
	режим проработки ствола (участка) скважины (подраздел 8.17
	проектной документации).
	1.3.Определен состав и размеры элементов КНБК по интервалам
	бурения (табл. 8.2).
	1.4.Выполнен расчет бурильных колонн по интервалам бурения и
	приведены коэффициенты запаса прочности (табл. 8.6).
	1.5.Выполнен гидравлический расчет режимов бурения по интервалам с
	необходимой для полной очистки забоя производительностью насосов
	и достаточной скоростью восходящего потока (табл. 8.9-8.11).
	1.6. Предусмотрено проведение дефектоскопии и опрессовки
	бурильных труб (подраздел 11 проектной документации).
	1.7.Необходимо выполнение требований «Правил безопасности…»
2. Аварии с обсадной колонной (обрыв,	2.1.Предусмотрена подготовка ствола скважины к спуску и определен
прихват, заклинка и т.д.)	режим спуска обсадных колонн (подраздел 9.1.7 проектной
	документации).
	2.2. Предусмотрено применение равнопрочных и герметичных
	обсадных труб (табл. 9.4), герметизирующих средств (табл. 9.1.7),
	приведены результаты расчетов обсадных колонн с коэффициентами
	запаса прочности (табл. 9.5 проектной документации).
	2.3. Проектной документацией предусмотрена обработка бурового
	раствора смазывающими добавками перед спуском обсадных колонн
	(табл. 7.5 проектной документации).
3. Оставление шарошек долота (других	3.1.Режим бурения, отработку долот рекомендовано контролировать с
посторонних предметов) в скважине (на	помощью показаний станции геолого-технических исследований.
забое)	3.2. Проектной документацией определено потребное количество
	элементов КНБК (долот) согласно норм проходки по интервалам
	бурения (табл. 8.4 проектной документации).
	3.3.Все подвижные элементы (головки, челюсти, сухари, клинья и т.д.),
	находящихся над устьем скважины ключей (гидравлич. машинные
	ключи и т.д.) должны быть зафиксированы стопорами, шплинтами и
	т.д.
	З.4.Необходимо строго выполнять требования «Правил безопасности...»
	[4 пункт 2.7.1].
4. Аварии с геофизическим кабелем,	4.1.Значения параметров бурового раствора при проработке и промывке
геофизическими приборами	ствола скважины необходимо поддерживать согласно проектной
	документации (табл.7.1 и ГТН проектной документации).
	4.2. Проектной документацией предусмотрено производить
	подготовку (проработку и промывку) ствола скважины к проведению
	геофизических исследований (каротажей); кроме того, во время
	каротажа рекомендовано производить проработку и промывку
	скважины при нахождении скважины без циркуляции более 12час.
	4.3.Сильно искривленные участки ствола скважины при проведении
	геофизических работ спуском приборов на кабеле должны быть
	перекрыты бурильной колонной.
	4.4.Оставление геофизического прибора, спускаемого на кабеле, в
	необсаженном стволе скважины без движения более 5 мин
	запрещается.
5. Прочие аварии (слом вала забойного	5.1. Проектной документацией предусматривается применение
двигателя, слом переводника и т.д.)	исправных забойных двигателей с использованием их на протяжении
	рабочего ресурса без нарушения технологии его сборки и
	эксплуатации.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.41
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1	Приложения

Событие (процесс), наступление	Технико-технологические решения проектной документации
которого с той или иной	делающие вероятность наступления события равной нулю
вероятностью может привести к
возникновению аварий
	5.2.Предусматривается использование спускаемого оборудования
	(переводников, инструмента и т.д.) только при наличии паспорта или
	акта с указанием в нем качественной характеристики, сроков
	испытания, предельных значений испытания.
	5.3.Свинчивание и развинчивание элементов КНБК должны
	осуществляться в соответствии с рекомендуемыми заводами-
	изготовителями величинами крутящих моментов.
	5.4. Проектной документацией предусмотрена дефектоскопия
	турбобуров, переводников, калибраторов, центраторов.

Подчеркивается необходимость ликвидации всех потенциально возможных осложнений до начала спуска кондуктора и эксплуатационной колонны.

Помимо указанных в таблицах 8 и 9 проектных решений и тех дополнительных решений, которые приведены в данной проектной документации, с целью снижения вероятности возникновения аварий или их последствий до незначительного уровня должны выполняться требования « Правил безопасности...», ПБ 08-624-03, « Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов...» ( РД 08-254-98) « Инструкции по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов...» и других нормативных документов.

Работы по комплексной оценке опасных факторов и рисков с выработкой компенсирующих мероприятий на опасных производственных объектах, в том числе заключения договоров страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов и страхование случайных рисков, производятся ответственными лицами (группами) Компании недропользователя, согласно внутреннему законодательству.

Представленные в проектной документации мероприятия имеют как технический, так и организационный характер и обязательны к исполнению при строительстве скважины.

На строительство скважины должна разрабатываться детальная программа работ, включая как технико-технологические, так и организационные мероприятия с учетом опыта проводки подобных скважин. При этом безусловно время нахождения ствола в открытом состоянии, должно быть максимально сокращено.

Соблюдение предусмотренных проектной документацией решений и мер как технического, так и технологического характера: при надлежащем их исполнении практически исключает возникновение осложнений и аварий, то есть риск сводится к приемлемому.

10. Заключение

На основании выполненной работы по анализу риска (на стадии проектирования) строительства скважин можно сделать заключение:

- при строительстве скважин по данной проектной документации при соблюдении требований ныне действующих нормативных документов по безопасному производству буровых работ уровень риска низкий вплоть до незначительного, т.е. допустимый при строительстве проектных скважин риск является приемлемым.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.42
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Список использованной литературы

1.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., 2003г. Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003г., №56; зарегистрированы в Минюсте РФ 20.06.2003г., №4812.

2. Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов.

РД 03-418-01.

3.Потапов А.Г. (ВНИИГАЗ), Гноевых А.Н. (РАО «Газпром»), Пивоваров В.Г. (ВНИИГАЗ). Оценка надежности технических решений рабочих проектов на строительство скважин. М., 2000.

4.О промышленной безопасности опасных производственных объектов. Федеральный закон № 116-ФЗ от

21.07.97г.

5.Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. ППБ-01-03, МВД РФ, 18.06.2003г.

6.Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. ППБО-85, МВД СССР, 08.08.1985г.

7.Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98 // Госгортехнадзор России. М., 1999-21с.

8.Инструкция по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании нефтяных и газовых скважин Москва, 2006г.

9.Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Миннефтепром, Мингазпром, 27.07.71г., Госгортехнадзор, 06.08.71г.

10.Типовая инструкция по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтепроявлений при строительстве скважин на нефть и газ. Госгортехнадзор, 16.11.88г.

11.ГОСТ 13862-90. Оборудование противовыбросовое. Основные схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.

12.Правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек). ПБ-10-11-92, Госгортехнадзор России, 18.07.94г.

13.Методические рекомендации по организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах. РД 04-355-00. Утв. приказом №49, от 26.04.00. Госгортехнадзора России.

14.Инструкция по проверке технического состояния вышек буровых установок АО «Уралмаш» (утв. письмом №10-03/277 от 16.07.96 Госгортехнадзора России).

15.Инструкция по испытанию буровых вышек в промысловых условиях (ВНИИТнефть, согласован с Госгортехнадзором России 25.11.96г.

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.43
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Приложение Е Титульный лист группового рабочего проекта на строительство

разведочно-эксплуатационных скважин для временного технического водоснабжения

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.44
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

Приложение Ж Титульный лист группового рабочего проекта № 29-04 на

консервацию, расконсервацию, восстановление и ликвидацию скважин Приобского месторождения

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.45
031Б-01_1.doc

vk.com/club152685050

Том 1 Приложения

СамараНИПИнефть	031Б.00-00	26.46
031Б-01_1.doc

.com/club152685050

Содержание тома 5.7

Обозначение

Наименование

Приме-

чание

ИОС-С

Содержание тома

ИОС-СП

Состав проектной документации

ИОС-ТЧ

Текстовая часть

ИОС-П

Приложения

225

Приложение А

Сметный расчет к разделу « Охрана окружающей среды»

Приложение Б

Регламент контроля за процессом цементирования и изучения

состояния крепи после твердения тампонажного раствора

Приложение В

Нормативная карта на скважину

Приложение Г

Оценка риска

Приложение Д

Расчет проходимости эксплуатационной колонны

Приложение Е

Разрешение на применение СВП VARCO

Титульный лист заключения экспертизы промышленной

безопасности на проектную документацию « Зональный

Приложение Ж

рабочий проект на консервацию, ликвидацию и ликвидацию

части ствола скважин Приобского, Приразломного

месторождений

Приложение И

Разрешение на применение IRIЕ1700/270

Приложение К

Заключение промышленной безопасности

Приложение Л

Геолого-технический наряд

ИОС-ГЧ

Графическая часть

270

Лист 1

Схема коммуникаций бурового и вспомогательного обрудова-

ния БУ-3000ЭУК-1М. Куст 124. 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-01

Лист 2

Схема коммуникаций бурового и вспомогательного обрудова-

ния БУ-4500/270 ЭК-БМ. Куст 124. 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-02

Лист 3

Схема коммуникаций бурового и вспомогательного обрудова-

ния БУ IRI-1700/270E. Куст 124. 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-03

Лист 4

Схема коммуникаций бурового и вспомогательного обрудова-

ния БУ-3000ЭУК-1М. Куст 124. 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-04

№

Лист 5

Схема коммуникаций бурового и вспомогательного обрудова-

ния БУ-4500/270 ЭК-БМ. Куст 124. 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-05

.инв

Лист 6

Схема коммуникаций бурового и вспомогательного обрудова-

Взам

ния БУ IRI-1700/270E. Куст 124. 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-06

Лист 7

Схема обвязки устья скважины. Схема 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-

Лист 8

Схема расстановки и обвязки цементировочного оборудования

датаиПодпись

при цементаже. Схема 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-08

609Б.00-00-ИОС-С

Изм.

Кол.уч

Лист

№док

Подп.

Дата

Разработал

Прохоров

Стадия

Лист

Листов

№ подл

Содержание тома

Н.контроль

Камышанцева

Инв

ГИП

Танинская

vk	.com/club152685050
vk	.com/club152685050
		Лист 9	Схема размещения бурового и вспомогательного оборудования при
			бурении скважины с зонами теплового поражения при пожаре излива
			углеводородного сырья (нефти), пролива дизтоплива из емкости и
			зонами ударного воздействия. Куст 124. 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-09
		Лист 10	Схема размещения бурового и вспомогательного оборудования при
			бурении скважины с зонами теплового поражения при пожаре излива
			углеводородного сырья (нефти), пролива дизтоплива из емкости и
			зонами ударного воздействия. Куст 411. 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-10
		Лист 11	Схема разположения оборудования для испытаний на кустовой
			площадке. Схема 609Б.00-00-ИОС-07-Ч-11

Инв. № подл. Подпись и дата Взам. инв. №

Изм. Кол.уч Лист №док Подп. Дата

	Лист
609Б.00-00-ИОС-С	2
	2

vk.com/club152685050

Состав проектной документации

Номер тома	Обозначение	Наименование	Приме-
			Приме-
			чание
			чание

1	609Б.00-00-ПЗ-01	Раздел 1 « Пояснительная записка»	Изм. №4
			Изм. №4
2	609Б.00-00-ПЗУ-01	Раздел 2 « Схема планировочной организации земель-	Изм. №4
		ного участка»

4	609Б.00-00-КР-01	Раздел 4 « Конструктивные и объемно-планировочные	Изм. №4
		решения»

		Раздел 5 « Сведения об инженерном оборудовании, о	Изм. №4
		сетях инженерно-технологического обеспечения, пере-
		чень инженерно-технических мероприятий, содержание
		технологических решений.
5.7	609Б.00-00-ИОС-07	Подраздел 7 « Технологические решения»
6	609Б.00-00-ПОС-01	Раздел 6 « Проект организации строительства»	Изм. №4

8	609Б.00-00-ООС-01	Раздел 8 « Перечень мероприятий по охране окружаю-	Изм. №4
		щей среды. Пояснительная записка»

9	609Б.00-00-ПБ-01	Раздел 9 « Мероприятия по обеспечению пожарной без-	Изм. №4
		опасности»

12	609Б.00-00-ГОЧС-01	Раздел 12 « Иная документация в случаях предусмот-
		ренных федеральными законами», « Инженерно-
		технические мероприятия гражданской обороны. Меро-
		приятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций»

Взам. инв. №

Подпись и дата

609Б.00-00-ИОС-СП

Изм.

Кол.уч

Лист

№док

Подп.

Дата

Разработал

Прохоров

Стадия

Лист

Листов

подл

Состав проектной документа-

. №

ции

Н.контроль

Камышанцева

Инв

ГИП

Танинская

vk.com/club152685050

Том 5.7

Данный раздел проекта оформлен в соответствии с постановлением №87 от 16.02.2008 г. Согласно п. 11(г) части 1 статьи 48.1 Градостроительного кодекса Российской федерации нефтегазовые скважины, как объекты, на которых ведутся горные работы, относятся к особо опасным и технически сложным объектам.

Так как строительство скважин имеет ряд специфических особенностей в отличие от объектов капительного строительства, то данный раздел проекта разработан в соответствии с отраслевыми нормативными документами: РД 39-0148052-537-87 « Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ», ВСН 39-86 « Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно – сметной документации на строительство скважин на нефть и газ», ПБ 08-624-03 « Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и др.

Проектная документация выполнена с соблюдением действующих норм и правил, соответствует нормам и правилам взрыво- и пожаробезопасности и обеспечивает безопасное строительство запроектированных объектов.

Главный инженер проекта

Танинская Е.А.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Сводные технико-экономические данные 5

1 Сводные технико-экономические данные

1.1 Сводные технико-экономические данные по проектируемой скважине

Проектная документация разработана в соответствии с нормами, правилами, инструкциями и государственными стандартами. Соответствует требованиям пожарной безопасности и обеспечивает безопасную эксплуатацию объектов.

Проектная документация №609Б выполнена с учетом ПБ 08-624-03.

Единицы измерения некоторых величин приведены не в системе СИ для удобства пользования проектом.

Данным проектом предусмотрено строительство скважин №№ 55649г, 55653г, 55661г куст №124 и скважин №№ 55688г, 55692г куст №411 Приобского месторождения.

Скважины проектируются горизонтальными с пилотным стволом. Строительство предполагается осуществить по четырехколонной конструкции в зоне продуктивного пласта. Расчет производится по наиболее сложному варианту на пласт АС12.

Для строительства скважины выбраны буровые установки БУ 3000 ЭУК-1М, IRI-1700/270E, БУ4500/270 ЭК-БМ. В соответствии с пунктом 2.8.3 « ПБ 08-624-03» при протяженности горизонтального участка ствола скважины более 300 м буровая установка оснощяется верхним приводом. Работы по освоению продуктивных объектов предусматриваются с передвижной установки УПА-60/80.

1.2 Основные проектные данные

Таблица 1.1 – Основные проектные данные

Наименование данных		Значение (величина)

Месторождение		Приобское
Расположение (суша, море)		суша
Цель бурения		эксплуатационное
Назначение скважины		добычи нефти
Проектный горизонт		АС10, АС11, АС12
Вид скважин (верт. накл. и др.)		горизонтальные
Метод строительства		кустовой
Тип профиля:		шестиинтервальный
Глубина скважины по вертикали/стволу, м:
пилотного		2814/3372
горизонтального		2690/4332
Глубина кровли по вертикали продуктивного		2660
(базисного) пласта, м
Отклонение от устья на кровлю, м		1100
Число объектов испытания в процессе бурения		-
Число объектов испытания в эксплуатационной		1
колонне		1
колонне
Способ бурения		турбинно-роторный
Тип буровой установки		БУ 3000 ЭУК-1М, IRI-1700/270E, БУ-4500/270 ЭК-
Тип вышки		ВМР - 45х200
Тип вышки
Буровые насосы		УНБ 600, УНБТ 950, JDECCO - 2 ед
Вид привода		электрический

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Сводные технико-экономические данные				6

	Наименование данных		Значение (величина)

Наличие механизмов АСП				нет
Наличие верхнего силового привода				да
Номер основного комплекта бурового оборудова-			23
ния			23
ния
Тип буровой установки для испытания объекта				УПА – 60/80
Тип буровой установки для испытания объекта
Максимальная масса колонны
∙	бурильной		91,74
∙	обсадной		122,58
Металлоемкость конструкции, м/кг			43,30
Продолжительность строительства всего, сут.		БУ 3000 ЭУК-		БУ 4500/270
		1М		ЭК-БМ	IRI -1700/270 Е
∙	повторный монтаж	113,56		103,06	100,06
∙	передвижка 15 м	63,6		72,26	71,36
в том числе:
Вышкомонтажные работы
∙	повторный монтаж	48,8		38,3	35,3
∙	передвижка 15 м	4,7		10,3	9,4
подготовительные работы к бурению
∙	повторный монтаж		4
∙	передвижка 15 м		1,2
бурение			26
крепление			27
испытание в открытом стволе			-
испытание объекта в эксплуатационной колонне			7,76
Проектная скорость бурения, м/ст-мес.			2944
Перечень скважин, строящихся по данному проекту		Куст № 124 скв. №№ 55649г, 55653г, 55661г;
		Куст № 411 скв. №№ 55688г, 55692.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Сводные технико-экономические данные		7
Таблица 1.2 - Общие сведения о конструкции скважины

Конструкция скважины	Условный диаметр,	Глубина спуска, м
	Условный диаметр,
	мм
		по вертикали	по стволу


Направление	324	30	30
Кондуктор	245	710	710

Эксплуатационная колонна	178	2660	3135
Хвостовик	114	2630-2690	2985-4332

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

1.3 Дополнительные сведения для составления сметы

Таблица 1.3 – Дополнительные сведения для составления сметы

	Наличие там-	Среднегодовое количе-		пребываВремятурбобурания )(электробурана %,забое	механиВремябуренияческого %,водена	,раДежурство- бульдозебота- ,натракторара /,сутчбуровой	оплатыФорма буровойтруда (сдельбригады- ,повременная- )ная	УБРКатегория	Коэффициент оборачиваемо- %,трубсти
Мощность труборе-		ство буровых станков		пребываВремятурбобурания )(электробурана %,забое	механиВремябуренияческого %,водена	,раДежурство- бульдозебота- ,натракторара /,сутчбуровой	оплатыФорма буровойтруда (сдельбригады- ,повременная- )ная	УБРКатегория	Коэффициент оборачиваемо- %,трубсти

	понажной
монтных баз или	понажной		в том чис-
монтных баз или	конторы или
площадок,	конторы или	в бурении
площадок,	тампонажного	в бурении	ле в тур-
тыс. м бурильных	тампонажного	и испыта-	ле в тур-
труб	цеха (ДА,	нии	бинном
труб	НЕТ)	нии	бурении
	НЕТ)		бурении

Трубная площадка	да	5	4	99.8	-	21	повременная	1	1,9

7.5 Том

данные экономические-технико Сводные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 1.4 - Дополнительные сведения для составления сметы

Содержание полевой

Дополнительные рабочие

лаборатории по контролю

для приготовления

Дополнительные рабочие

Объем отходов, м

промывочной жидкости в

утяжелителей и обработки

Отходы

интервале, м

бурового раствора

бурения

при

интервал

число

при бурении

количество

Объем

(отработан-

в том числе подлежит

испытании

глубины, м

смен

повторно

ный раствор,

рабо

работ

используемо

шлам,

ты в

ы в

го раствора,

сточные

колич

сутки

электр

сутки

м3

воды,

всего

ество

(одна,

слеса

дизел

(одна,

нефтепродук

захорон

от

до

от

до

от

до

две,

омонт

две,

вывозу

сбросу

рей

истов

ты и др.)

ению

кругло

еров

кругло

суточ

но)

710

одна

ОБР

92,92

710

3135

276,24

Бур. шлам

822,24

236,33

нет

3135

4332

БСВ

100,38

7.5 Том

данные экономические-технико Сводные

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

1.4 Сведения об условиях эксплуатации скважин

Таблица 1.5 –	Сведения об условиях эксплуатации скважин

Данные о способах эксплуатации					Максимальные габа-		Коррозия			Жидкость за НКТ
				Срок перевода	ритные размеры
					ритные размеры
					спускаемых инстру-				Глубина
		период от начала эксплуатации,		скважины в	спускаемых инстру-		вид (се-		Глубина
название				скважины в	ментов и приборов			активность	уста-
				нагнетатель-	ментов и приборов				уста-
			год	нагнетатель-	при освоении и экс-		роводо-		новки		плот-
(фонтанный,			год	ную от начала			роводо-	пластового			плот-
(фонтанный,				ную от начала			родная,	пластового		тип	ность,
ШГН, ЭЦН,				эксплуатации,	плуатации скважины		сульфид-	флюида,	пакера,		3
газлифтный)				год	глубина	диаметр,	сульфид-	мм/год	м		г/см
газлифтный)		от	до		глубина		ная и пр.)	мм/год	м
		от	до		по стволу,		ная и пр.)
					м	мм
					м
					2848
					(спуск ЭЦН	146,4
			В соответствие с проек-		в колонну	146,4
ЭЦН-250		2013	В соответствие с проек-	-	178 мм)		-	-	-		0,788
ЭЦН-250		2013	том разработки Приоб-	-			-	-	-	Нефть	0,788
			ского месторождения
					4332 (хво-	95,3 (доло-
					стовик 114	95,3 (доло-
					мм)	то)
					мм)

1.5 Номера скважин, подлежащих ликвидации и консервации

Таблица 1.6 - Номера скважин, подлежащих ликвидации и консервации

Номера скважин, подлежащих ликвидации	Номера скважин, подлежащих консервации на срок

	до 3 месяцев	от 3 до 12 месяцев	свыше 1 года
	до 3 месяцев	от 3 до 12 месяцев	свыше 1 года

Ликвидации скважины непредусматривается.	Консервациия скважины непредусматривается.

При необходимости ликвидации или консервация производятся по отдельному проекту (приложение П).

7.5 Том

данные экономические-технико Сводные

vk.com/club152685050

Том 5.7 Основание для проектирования 11

2 Основание для проектирования

Таблица 2.1 – Список документов, которые являются основанием для проектирования

№ п/п Название документа (проект геолого-разведочных работ, технологические схемы (проект) разработки площадей (месторождений), задание на проектирование), номер, дата,

должность, фамилия и инициалы лица, утвердившего документ

Задание на подготовку проектно-сметной документации на строительство эксплуатационных

1горизонтальных скважин Приобского месторождения, утвержденного Зам. ген. директора по бурению ООО « РН-Юганскнефтегаз» А.С. Добросмыслов

Дополнение к технологической схеме разработки Приобского месторождения. Протокол ЦКР №5334 от 29.12.2011 г.

3Градостроительный план №RU86000615-0000000000000237 от 14.12.2010г.

4Градостроительный план №RU86000615-0000000000000179 от 25.07.2011г.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Общие сведения 12

3 Общие сведения

Таблица 3.1 - Сведения о районе буровых работ

		Наименование данных	Значение

Месторождение			Приобского
Административное расположение
∙	республика		Россия
∙	область		Тюменская
∙	район		Нефтеюганский район ХМАО
Температура воздуха, °С:
∙	среднегодовая		-5 - -6
∙	наибольшая летняя		+32 - +34
∙	наименьшая зимняя		-55 - -61
Максимальная глубина промерзания грунта, м			2,4
Продолжительность отопительного периода, сут.			277
Многолетнемерзлые породы,м:			нет
- кровля
- подошва
Таблица 3.2 – Сведения о площадке строительства буровой

		Название, единица измерения	Значение (текст, название, величина)

Рельеф местности, состояние местности:			Пойма, слабо всхолмленная
Состояние местности			Тайга
Толщина, см:
	∙	снежного покрова	0,4-0,5 на открытых, до 2м на заселенных
	∙	почвенного слоя	0,1-0,2
Растительный покров:			Покрытый луговой растительностью и низко-
			рослым кустарником
Почвы			Торфянно-болотные пески, суглинки, глины, су-
			песи

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Общие сведения 13

Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

Таблица 3.3 – Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

Назначение отводимого земельного участка	Размер, га	Источник нормы
Назначение отводимого земельного участка	Размер, га	отвода земель
		отвода земель
Во временное краткосрочное пользование на период бурения скважин	1,8	СН 459-74
	(отсыпная)	СН 459-74
	(отсыпная)
Во временное долгосрочное пользование на период эксплуатации	0,36	СН 459-74
скважин	0,36	СН 459-74
скважин
Во временное краткосрочное пользование под водопровод на период
строительства при глубине заложения 2,2 м до верха трубы и ширине	нет	СН 459-74
полосы 36 м
Во временное краткосрочное пользование под в/в ЛЭП на период	3	СН 459-74
строительства длиной 3000 м и ширине полосы 8 м	3	СН 459-74
строительства длиной 3000 м и ширине полосы 8 м
Во временное краткосрочное пользование под дороги для подъезда к		СН 459-74
скважине на период строительства:		СН 459-74
скважине на период строительства:
а) на землях, не покрытых лесом, ширина полосы 10 м;	нет
б) на землях, покрытых лесом, ширина полосы 6 м.	1,2
Во временное краткосрочное пользование под дороги для перемеще-		СН 459-74
ния вышки буровой установки:		СН 459-74
ния вышки буровой установки:
а) на прямых участках трассы при поперечном уклоне местности до 60,	4,5
ширина полосы 20 м;	4,5
ширина полосы 20 м;
б) на изогнутых участках трассы или на прямых участках при попереч-	0,5
ном уклоне местности более 60, ширина полосы 50 м.	0,5

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Общие сведения 14

3.1 Источник и характеристики водоснабжения, энергоснабжения связи и местных стройматериалов

Таблица 3.4 – Водо и энергоснабжение, связь и местные стройматериалы

	Источник заданного вида снаб-			Расстояние			Характеристика водо- и
Название вида				от источника			Характеристика водо- и
Название вида				от источника			энергопривода, связи и
снабжения	жения			до буровой,			энергопривода, связи и
снабжения	жения			до буровой,			стройматериалов
					м		стройматериалов
					м
	Скважина для временного техни-						тип труб – сварные
Водоснабжение	Скважина для временного техни-				60		диаметр труб - 108 мм
Водоснабжение	ческоговодоснабжения				60		диаметр труб - 108 мм
	ческоговодоснабжения						давление - 5 кгс/cм2
							давление - 5 кгс/cм2
	высоковольтная ЛЭП				3000		Опоры металлические, провод
	высоковольтная ЛЭП				3000		алюминиевый А-95
							алюминиевый А-95
Энергоснабжение							провод алюминиевый (А-10-16
Энергоснабжение				100 м (учтено			ГОСТ 839-80Е)
(бурение. креп-	низковольтная ЛЭП			100 м (учтено			ГОСТ 839-80Е)
(бурение. креп-	низковольтная ЛЭП			в УКР)			опоры - железобетонные или
ление)				в УКР)			опоры - железобетонные или
ление)							металлические.
							металлические.
	АСДА-200 - 2 шт.			на буровой			аварийная дизель-
				площадке			генераторная эл. станция
Энергоснабжение	ДГМА-48 - 1 шт.			на скважине			для обеспечения нужд элек-
(испытание)							троснабжения бригады освое-
							ния и А-60
Энергоснабжение				на площадке			для обеспечения нужд элек-
(при вышко-				на площадке			для обеспечения нужд элек-
(при вышко-	АСДА-200 - 2 шт.			вышко-			троснабжения бригады вышко-
монтажных рабо-	АСДА-200 - 2 шт.			вышко-			троснабжения бригады вышко-
монтажных рабо-				строения			строения
тах)				строения			строения
тах)
Связь	мобильная связь			-			корпоративная сотовая связь,
	мобильная связь						оператор « Мегафон»
							оператор « Мегафон»
Местные строи-							песок, щебень, бутовый ка-
тельные матери-					15000		песок, щебень, бутовый ка-
тельные матери-					15000		мень
алы							мень
алы
Таблица 3.5 - Сведения о подъездных путях

Протяженность,	Характер покрытия	Ширина,	Высота				Характеристика дороги
км	(гравийное, из ле-	м	насыпи,
	соматериалов			см
	и т. д.)

						дороги с усовершенствованным покры-
160	твердое	15	-			тием (асфальтобетонные, цементобе-
						тонные и т. д.)
						дороги грунтовые, естественные (мало-
3	грунтовая	6	-			укатанные, слегка загрязненные, про-
						ложенные по сыпучим пескам)

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

4 Геологическая часть

4.1 Назначение скважин, проектная глубина и горизонт

Проект разработан по самому тяжелому варианту на пласт АС12.

Скважины кустов №№ 124- 55649г, 55653г, 55661г проектируются как эксплуатационные скважины для добычи нефти из пласта АС 10;

411- 55688г, 55692г проектируются как эксплуатационные скважины для добычи нефти из пласта АС 12.

Проектный горизонт – пласт АС 10; АС 11; АС 12.

Вид скважины – горизонтальные.

Проектная глубина по вертикали: пилотного ствола – 2814 м.

горизонтального ствола: на пласт АС 12 – 2690 м (с уточнением по пилотному стволу).

Проектная глубина по стволу: пилотного ствола – 3372 м.

горизонтального ствола: на пласт АС 12 – 4332м.

Отход на кровлю пласта – 1100 м.

Длина горизонтального участка – 1000 м.

4.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфический разрез скважин приводится в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой Межведомственного стратиграфического комитета от 1962 года с учетом изменений на основе « Решения Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы», г.Ленинград, ВСЕГЕИ, 28.07.2000 г.

Таблица 4.1 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м		Стратиграфическое подразделение		Элементы залегания (паде-
					ния)	Коэффициент каверноз-
				пластов по подошве		Коэффициент каверноз-
				пластов по подошве		ности интервала
от	до	название	индекс	угол	азимут	ности интервала
от	до	название	индекс	угол	азимут
(кровля)	(подошва)
0	825	Кайнозойская группа	KZ
0	30	Четвертичная система	Q	0,0	-	1,3
30	80	Неогеновая система	N	0,0	-	1,3

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B									7.5Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	Глубина залегания, м		Стратиграфическое подразделение		Элементы залегания		(паде-		7.5Том
	Глубина залегания, м		Стратиграфическое подразделение		Элементы залегания		(паде-
						ния)		Коэффициент каверноз-
					пластов по подошве			Коэффициент каверноз-
					пластов по подошве			ности интервала
	от	до	название	индекс	угол	азимут		ности интервала
	от	до	название	индекс	угол	азимут
	(кровля)	(подошва)
	80	825	Палеогеновая система	Р
	80	255	Олигоценовый отдел	Р3
	80	135	Туртасская свита	Р33	0,0	-		1,3
	135	195	Новомихайловская свита	P32	0,0	-		1,3
	195	255	Атлымская свита	Р31	0,0	-		1,3
	255	690	Эоценовый отдел	Р2
	255	460	Тавдинская свита	P31- Р23	0,0	-		1,3
ИОС07--00-00.Б609	460	690	Люлинворская свита	P2	0,0	-		1,3	Геологическаячасть
ИОС07--00-00.Б609	690	825	Палеоценовый отдел	Р1	0,0	-		1,25	Геологическаячасть
	690	825	Талицкая свита	P1	0,0	-		1,25
	825	2920	Мезозойская группа	MZ
	825	2830	Меловая система	K
	825	1365	Верхний отдел	K2
	825	900	Ганькинская свита	K2dm	0,0	-		1,25
	900	1100	Березовская свита	K2kmst	0,0	-		1,25
	1100	1150	Кузнецовская свита	K2kt	0,0	-		1,25
	1150	1450	Уватская свита	K2s	0,0	-		1,25
	1365	2830	Нижний отдел	K1
	1450	1745	Ханты-Мансийская свита	K1al	0,0	-		1,25
	1745	2000	Викуловская свита	K1av	0,0	-		1,25
	2000	2200	Алымская свита	K1al	0,0	-		1,25
	2200	2710	Черкашинская свита	K1brg	0,0	-		1,25
	2710	2750	Ахская свита	K1vb	0,0	-		1,25	16
	2750	2814	Юрская система	J	0,0	-		1,25	16
	2750	2814	Юрская система	J	0,0	-		1,25

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

7.5Том

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания (паде-

ния)

Коэффициент каверноз-

пластов по подошве

ности интервала

от

до

название

индекс

угол

азимут

(кровля)

(подошва)

2750

2814

Верхний отдел

0,0

1,25

2750

2814

Баженовская свита

J3v

0,0

1,25

Коэффициенты кавернозности при бурении: под направление - 1,3; под кондуктор - 1,25; под эксплуатационную колонну - 1,25; под « хвостовик» - 1,25.

Таблица 4.2 - Литологическая характеристика разреза скважины.

Индекс стратигра-

интервал, м

горная порода

Стандартное описание горной породы: полное название, ха-

от

до

% в ин-

рактерные признаки ( структура, текстура, минеральный со-

фического разреза

краткое название

(верх)

(низ)

тервале

став и т.п. )

825

частьГеологическая

ИОС07--00-00.Б609

Суглинки, глины

алевролитов буровато- и желтовато-серых; глин зеленовато- и

Пески,супеси

Неравномерное переслаивание песков серых,

разнозернистых;

Суглинки, глины

глин зеленоватосерых и бурых, вязких, песчанистых; лессовид-

Торф, илы

ных суглинков и супесей; торфяников, илов, лессов, галек и гравия

Галька, гравий

Пески,супеси

Неравномерное чередование песков серых, разнозернистых;

Алевриты

буровато-серых, вязких, песчанистых; суглинков и супесей лессо-

Галька, гравий

видных, серых; лессов, галек и гравия.

825

Р3

255

Р33

135

Глины,алеврит

Глины зеленовато- и буроватосерые, плотные; алевриты зеле-

Пески

новатосерые, микрослоистые с включениями диатомитов и квар-

Диатомит

цевоглауконитовых тонко- и мелкозернистых песков, а также с

Глауконит

прослоями лигнитов и растительных детритов.

P32

135

195

Пески

Переслаивание песков серых, кварцевых; глин серых и буросе-

Глины,алеврит

рых, часто комковатых; коричневатобурых алевритов с прослоя-

Бурые угли

ми бурых углей, лигнитов и углистого детрита.

Лигниты

Р31

195

255

Пески

Пески светлосерые, мелко- и среднезернистые, преимуществен-

Глины,алеврит

но кварцевые, водоносные; глины немассивные, зеленоватосе-

Лигниты, слюды

рые, вязкие, слюдистые, с прослоями алевритов, бурых углей и

лигнита

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B								7.5Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	Индекс стратигра-	интервал, м		горная порода			Стандартное описание горной породы: полное название, ха-	7.5Том
		интервал, м		горная порода			Стандартное описание горной породы: полное название, ха-
		от	до		% в ин-		рактерные признаки ( структура, текстура, минеральный со-
	фического разреза	от	до	краткое название	% в ин-		рактерные признаки ( структура, текстура, минеральный со-
	фического разреза	(верх)	(низ)	краткое название	тервале		став и т.п. )
		(верх)	(низ)		тервале		став и т.п. )

	P31- P23	255	460	Глины	60	30	Глины зеленоватосветлосерые, вязкие, жирные, с прослоями
				Алевриты	10		алеврита и глинистого сидерита, с зернами пирита ; присутствует
				Сидериты			фауна пелеципод, фораминифер и радиолярий
	P2	460	690	Глины,алеврит	100		Глины серые, зеленовато-, голубовато- и пепельно-серые, алев-
				Опоки			ритистые, с частыми включениями глауконитов и диатомитов, в
				Диатомиты			нижней части свитыглины опоковидные, с прослоями алеврита и
				Глаукониты			сидерита, с редкими включениями зерен пирита
	P1	690	825	Глины,алеврит	90	10	Глины уплотненные, монтмориллонитовые, темносерые, неясно-
				Алевролиты			слоистые, иногда тонколистоватые, с линзовидными включениями
							алевритов в верхней части разреза, в нижней частиглины зеле-
							новатые, алевритистые, местами с примесями кварцевоглауко-
ИОСБ07--00-00.609							нитового алевролита, сидерита и монтмориллонита.	частьГеологическая
ИОСБ07--00-00.609	MZ	825	2750					частьГеологическая
	MZ	825	2750
	К	825	2750
	К2	825	1365
	K2dm	825	900	Глины	80		Глины желтовато-, зеленовато-, и буроватосерые, известкови-
				Известняки	10		стые, массивные с частыми прослоями глинистых известняков и
				Мергели	10		мергелей, а также с включениями разноразмерных зерен пирита,
				Сидериты			глауконита и сидерита темносерого.
	K2kmst	900	1100	Глины	100		Глины серые, зеленоватосерые, тонкоотмученные, опоковидные,
				Диатомиты			с остатками морской фауны; в верхнем частиопесчаненные, в
				Опоки			нижнейтемносерые до черных, плотные, алевритистые, с про-
							слоями диатомитов и голубоватосерых опок.
	K2kt	1100	1150	Глины	100		Глины от зеленовато- и темносерых, до почти черных, плотные,
							в верхней части- с прослоями глауконитовых алевритов и редко-
							опок и песчаников, с включениями зерен глауконитов и рассеян-
							ных пиритов, с обломками морской фауны.
	K2s	1150	1450	Песчаники	30	30	Чередование серых, слабосцементированных, полевошпатовых
				Алевролиты	30		песчаников и алевролитов, с прослоями бурых углей, с линзами
				Глины, алевриты	5		темных глин, алевритов, кварцитов, слюд и полевых шпатов, с
				Угли	5		зернами янтаря и пирита, с повсеместным присутствием обильно-
							го растительного и углистого детрита.	18
	K1	1365	2750					18
	K1	1365	2750

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B								7.5Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	Индекс стратигра-	интервал, м		горная порода			Стандартное описание горной породы: полное название, ха-	7.5Том
		интервал, м		горная порода			Стандартное описание горной породы: полное название, ха-
		от	до		% в ин-		рактерные признаки ( структура, текстура, минеральный со-
	фического разреза	от	до	краткое название	% в ин-		рактерные признаки ( структура, текстура, минеральный со-
	фического разреза	(верх)	(низ)	краткое название	тервале		став и т.п. )
		(верх)	(низ)		тервале		став и т.п. )

	K1al	1450	1745	Песчаники	40	10	Переслаивание серых, слабосцементированных и рыхлых песча-
				Алевролиты	40		ников, зеленовато- и темносерых, слабо и среднесцементиро-
				Аргиллит,глины	10		ванных алевролитов; темных аргиллитов и глин, с включениями
				Углистые детриты			зерен янтаря, пирита, кварца; с частыми прослоями бурых углей и
							слюд, с обильным углистым и растительным детритом. Глины
							обогащены песчаноалевритовым материалом.
	K1av	1745	2000	Песчаники	40		Напластование песчаников серых, среднесцементированных, раз-
				Алевролиты	20	35	нозернистых; глин и аргиллитов темносерых, плотных, слюди-
				Глины, аргиллиты	5		стых, алевролитов серых и светло-серых, глинистых, мелкозерни-
				Углистый детрит			стых, с наличием обильного углистого детрита, с включениями
							зерен янтаря, пирита, кварца.
ИОСБ07--00-00.609	K1a	2000	2200	Глины, аргиллиты	80		Глины темные до черных, аргиллиты темносерые, массивные,	частьГеологическая
ИОСБ07--00-00.609				Известняки	10	5	плотные, слюдистые, битуминозные, с редкими прослоями глини-	частьГеологическая
				Известняки	10	5
				Алевролиты	5		стых известняков; в нижней части свиты- с нечастыми тонкими
				Песчаники			прослоями алевролитов и песчаников светлосерых, мелкозер-
							нистых, глинистых.
	K1brg	2200	2710	Алевролиты	40		Неравномерное переслаивание аргиллитов темносерых и серых,
				Песчаники	40	20	прослоями зеленоватых, тонкослоистых; с алевролитами и песча-
				Аргиллиты			никами сероцветными, слюдистыми, полимиктовыми, мелкозер-
							нистыми, часто сильно глинизированными, нефтеносными (пла-
							сты группы АС7-12). Среди аргиллитов и песчаников встречаются
							прослои глинистых известняков и конкреции сидеритов.
	K1vb	2710	2750	Аргиллиты	30		Верхняя подсвитаглины и аргиллиты темносерые, известкови-
				Алевролиты	10		стые, алевритистые, плотные; нижняя подсвитапереслаивание
				Глины	30		аргиллитов и глин темных, алевролитов и песчаников темносе-
				Песчаники	30		рых, аркозовых, массивных, гидрофильных, слюдистых, битуми-
							нозных, с прослоями углей и растительного детрита; нижеопес-
							чаненная Ачимовская толща (нефтеносные пласты ряда БС10-
							22). В подошве свитыПодачимовская пачка аргиллитов темно-
							серых, почти черных, слюдистых, плотных.
	J	2750	2814
	J3	2750	2814
	J3v	2750	2814	Аргиллиты	100		Аргиллиты темносерые, почти черные, часто листовидные, би-	19
							туминозные, с прослоями слабо алевритистых аргиллитов и орга-	19

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B							7.5Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	Индекс стратигра-	интервал, м		горная порода		Стандартное описание горной породы: полное название, ха-	7.5Том
		интервал, м		горная порода		Стандартное описание горной породы: полное название, ха-
		от	до		% в ин-	рактерные признаки ( структура, текстура, минеральный со-
	фического разреза	от	до	краткое название	% в ин-	рактерные признаки ( структура, текстура, минеральный со-
	фического разреза	(верх)	(низ)	краткое название	тервале	став и т.п. )
		(верх)	(низ)		тервале	став и т.п. )

						ногенноглинистокарбонатных пород.

07-ИОС-00-00.Б609

часть Геологическая

vk.com/club152685050

Том 5.7 Геологическая часть 21

Рисунок 4.1 - Структурная карта кровли АС 10 Приобского месторождения

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Геологическая часть 22

Рисунок 4.2 - Структурная карта кровли АС 12 Приобского месторождения

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.3 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины.

	Интервал			Краткое	Плот-		Проница-	Глини-		Предел	Твёр-	Коэф-		Категория
Индекс страти	Интервал			название		Порис			Карбон	Предел	Твёр-	Коэф-		породы по
Индекс страти	(по верти			название		Порис			Карбон	текучести,	дость,	фициент	Абразив	породы по
графического	(по верти			основной	ность,	тость,	емость,	стость,	атность,	текучести,	дость,	фициент	Абразив	промысловой
	кали),				3					кгс	кгс	пластич-	ность
подразделения		м		горной	г/см	%	мДарси	%	%	мм2	мм2	ности		классификации
				породы										(мягкая и т.д.)

				пески	2,4	40	0,45	-	1-2	15		1,1-4,5 6-	7-8
Q	0		30	супеси	2,25	35	-	15-20	-		15-45	б/к	2	М
				суглинки	2,2	35	-	30	-		15-45	6-б/к	1	М
				суглинки	2,2	35	-	30	-			6-б/к	1
				глины	1,8	6	-	90	1-2	15		1,6-4,3	1-4

				пески	2,4	40	0,45	-	1-2	15		1,1-4,5 6-	7-8
N	30		80	супеси	2,25	35	-	15-20	-		15-45	б/к	2	М,С
				суглинки	2,2	35	-	30	-		15-45	6-б/к	1	М,С
				суглинки	2,2	35	-	30	-			6-б/к	1
				глины	1,8	6	-	90	1-2	15		1,6-4,3	1-4

				пески	2,4	40	0,45	-	1-2	15	15-45	1,1-4,5	7-8
Р	80		825	глины	1,8	6	0,001	90	1-2	15	4-13	1,6-4,3	1-4	М,С,Т
Р	80		825	алевролит	2,0	12	0,1	20-30	-	21-164	29-182	1,1-4,5	3-6
				алевролит	2,0	12	0,1	20-30	-	21-164	29-182	1,1-4,5	3-6

				аргиллиты	2,1	-	-	11	-	-	14-234	-	3-8
				песчаники	2,2	25	0,3	5	1-2	9-213	14-234	1,8-4,2	1-3
К	825		2750	алевролит	2,0	12	0,05	13	-	21-164	29-182	1,1-4,5	3-8	М,С
				глины	1,8	6	0,001	90	1-2	15	4-13	1,6-4,3	1-4
				мергели	2,5	40	-	-	9-60	-	130	-	2-4

J	2750		2814	аргиллиты	2,1	-	-	11	-	-	14-234	-	3-8	М,С

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.4 - Геокриологическая характеристика разреза скважины

Индекс страти-	Интервал зале-		Тип многолетнемерз-	Льдистость по-		Наличие (да, нет)
графического	гания много-		лых пород: основная,	род, %
графического	гания много-		лых пород: основная,	род, %	избыточной	таликов	межпородных	пропластков
подразделения	летнемерзлых		реликтовая		избыточной	таликов	межпородных	пропластков
подразделения	летнемерзлых		реликтовая		льдистости в по-		напорных (за-	газогидратов
	пород, м				льдистости в по-		напорных (за-	газогидратов
	пород, м				роде в виде		щемленных)
	от	до			роде в виде		щемленных)
	от	до			линз, пропласт-		вод
	(верх)	(низ)			линз, пропласт-		вод
	(верх)	(низ)			ков, прослоев и
					ков, прослоев и
					т.д.
			Многолетнемерзлые породы отсутствуют.

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

4.1 Нефтегазоводоносность по разрезу скважин

Таблица 4.5 - Нефтеносность

	стратиграфичеИндексподразделенияского		(верх)		(низ)				Тип коллектора			Плотность, г/см3						,Подвижность	сПнад			серыСодержание		парафинаСодержание	,дебитСвободный м		Параметры растворенного газа
	стратиграфичеИндексподразделенияского		(верх)		(низ)				Тип коллектора									,Подвижность	сПнад			серыСодержание		парафинаСодержание	,дебитСвободный м	,мфакторгазовый м			-серовосодержание %,дорода -углесодержание %,газакислого поотносительная плотностьвоздуху газа				-сжикоэффициент маемости			-насыщедавление пластовыхвния ,МПаусловиях
																										/
																										/
																										3
			Интервал, м
			Интервал, м
												в пласто-		после де-
												вых усло-		после де-
												вых усло-			газации
												виях			газации
												виях													/сут

			от		до
			от		до																				3	3
																									3	3

K1brg (АС 10)			2540		2620			Поровый, терри-				0,796			0,877			0,0026				1,2	2,3		155	69			-	-		1,063	0,96			10,7
K1brg (АС 10)			2540		2620				генный			0,796			0,877			0,0026				1,2	2,3		155	69			-	-		1,063	0,96			10,7
									генный
K1brg (АС 11)			2637		2657			Поровый, терри-				0,77			0,87			0,0085				1,1	2,3		140	70,3			-	-		1,070	0,96			11,6
K1brg (АС 11)			2637		2657				генный			0,77			0,87			0,0085				1,1	2,3		140	70,3			-	-		1,070	0,96			11,6
									генный
K1brg (АС 12)			2660		2734			Поровый, терри-				0,788			0,869			0,0015				1,1	2,4		160	66,7			-	-		1,069	0,96			10,6
K1brg (АС 12)			2660		2734				генный			0,788			0,869			0,0015				1,1	2,4		160	66,7			-	-		1,069	0,96			10,6
									генный
Таблица 4.6 - Газоносность

	Индекс	Интервал, м					Тип		Состо-		Содержание, %					Относи-					Коэф-			Свобод-				Плотность газокон-							Фазовая
	страти-						кол-		яние							тельная				фициент				ный де-					денсата, г/см3					проница-
	графиче-					лекто-			(газ,							по воз-				сжимае-				бит, м3/сут											емость
	ского						ра		кон-								духу				мости
	ского						ра		кон-								духу				мости							в пла-			на устье
	подраз-								денсат)								плот-				газа в						стовых				скважины
	подраз-	от		до					денсат)	серово-			углекис-				плот-				газа в						стовых				скважины
	деления	(верх)		(низ)						дорода			лого газа				ность			пласто-							услови-
		(верх)		(низ)						дорода			лого газа				газа					вых							ях
																	газа					вых							ях
																				услови-
																						ях
	Газовые объекты отсутствуют.

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.7 - Водоносность

Химический состав воды

СулинуповодыТип*

источникукОтносится водоснабжепитьевогония

Индекс

Интервал по

в мг-эквивалентной форме

стволу, м

страти-

Свобод-

Фазовая

Степень

Плот-

графи-

Тип

ный де-

проница-

анионы

катионы

минера-

ческого

коллектора

ность,

бит,

емость,

лизации,

подраз-

г/см

м3/сут

мД

мг-экв/л

деления

от

до

CL-

SO4--

HCO3-

Na+

Mg++

Ca++

(верх)

(низ)

Q ÷ P 31

255

поровый

1,00

120

53,4

279

167

12,3

16,5

0,2

ГКН

Да

К2s ÷

1150

2000

поровый

1,01

до 4000-

198

2,3

187

2,8

8,1

15 ÷ 19

ХЛК

Нет

К1av

вдз.скв.

Примечание: ГКНгидрокарбонатные; ХЛКхлориднокальциевые.

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.8 - Давление и температура по разрезу скважины

		Интервал по					Градиент давления						Градиент				Температура в
		вертикали, м

																	конце интерва-

					пластового				порового		гидроразрыва пород			горного давления				ла
Индекс стратигра-
фического подраз-		от		МПа на				МПа на			МПа на 100м			МПа на 100
			до (низ)	100м				100м						м
деления
		(верх)					источник			источ-ник			источник			источник	С0	источник
				от		до		от	до		от	до		от	до

							получения			получения			получения			получения		получения
				(верх)		(низ)		(верх)	(низ)		(верх)	(низ)		(верх)	(низ)

	Q	0	30	-		1,00	РФЗ	-	1,05	РФЗ	-	1,725	расчет	-	1,92	расчет	10	РФЗ
	N	30	80	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,725	1,725	расчет	1,92	1,92	расчет	12	РФЗ

	3	80	135	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,725	1,745	расчет	1,92	1,94	расчет	14	РФЗ
P3
	2	135	195	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,745	1,745	расчет	1,94	1,94	расчет	16	РФЗ
P3
	1	195	255	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,745	1,745	расчет	1,94	1,94	расчет	18	РФЗ
P3
1	3	255	460	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,745	1,853	расчет	1,94	2,06	расчет	24	РФЗ
P3	- P2
Р2		460	690	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,853	1,922	расчет	2,06	2,14	расчет	32	РФЗ

P1		690	825	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,922	1,833	расчет	2,14	2,04	расчет	36	РФЗ

K2dm		825	900	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,833	1,833	расчет	2,04	2,04	расчет	39	РФЗ

K2kmst		900	1100	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,833	1,833	расчет	2,04	2,04	расчет	46	РФЗ

K2kt		1100	1150	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,833	1,745	расчет	2,04	1,94	расчет	48	РФЗ

K2s		1150	1450	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,745	1,745	расчет	1,94	1,94	расчет	58	РФЗ

K1al		1450	1745	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,745	1,745	расчет	1,94	1,94	расчет	68	РФЗ

K1av		1745	2000	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,745	1,755	расчет	1,94	1,95	расчет	76	РФЗ

K1a		2000	2540	1,00		1,02	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,755	1,755	расчет	1,95	1,95	расчет	86	РФЗ

K1brg(АС10)		2540	2620	1,02		1,02	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,755	1,749	расчет	1,95	1,94	расчет	88	РФЗ

K1brg		2620	2637	1,02		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,749	1,749	расчет	1,94	1,94	расчет	88	РФЗ

K1brg(АС11)		2637	2657	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,749	1,741	расчет	1,94	1,93	расчет	89	РФЗ

K1brg		2657	2660	1,00		1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,741	1,741	расчет	1,93	1,93	расчет	89	РФЗ

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

7.5 Том

Интервал по

источник

источ-ник

источник

С0

источник

вертикали, м

Градиент давления

Градиент

Температура в

конце интерва-

пластового

порового

гидроразрыва пород

горного давления

ла

Индекс стратигра-

фического подраз-

от

МПа на

МПа на 100м

МПа на 100

до (низ)

100м

деления

(верх)

получения

от

до

от

до

от

до

от

до

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

K1brg(АС12)

2660

2734

1,00

РФЗ

1,05

РФЗ

1,741

1,751

расчет

1,93

1,95

расчет

РФЗ

K1vb

2734

2750

1,00

РФЗ

1,05

РФЗ

1,751

расчет

1,95

расчет

РФЗ

J3v

2750

2814

1,00

РФЗ

1,05

РФЗ

1,751

расчет

1,95

расчет

РФЗ

07-ИОС-00-00.Б609

часть Геологическая

vk.com/club152685050

Том 5.7 Геологическая часть 29

4.2 Возможные осложнения по разрезу скважин

Исходя из анализа геологических условий и опыта ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях в табл. 4.9-4.14 приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины.

Они дают лишь общие представления о характере встретившихся осложнений в ранее пробуренных скважинах.

Таблица 4.9 - Поглощение бурового раствора

Интервал

Расстоя-

Градиент дав-

ние от

Индекс

по стволу, м

устья

Имеет-

ления поглоще-

страти-

Максималь-

скважины

ся ли

ния, кгс/(см .м)

до стати-

графи-

ная интен-

потеря

Условия возник-

ческого

ческо-

сивность

цирку-

после

от

уровня

новения

го под-

до

поглощения,

ляции

(верх

при его

при

изоля-

разде-

(да,

)

(низ)

м /час

макси-

вскр

цион-

ления

нет)

мальном

ытии

ных

снижении,

работ

отклонение пара-

метров бурового

Q-P31

255

До 5,5

нет

раствора от про-

ектных, наруше-

ние скорости

СПО, несвоевре-

менные промывки

во время прове-

дения СПО, от-

клонения в техно-

К2s -

логии промывки

1150

2000

До 3,5

Нет

ствола скважины,

К1av

образование

« сальников» и

« поршнева-

ние» ствола сква-

жины при СПО.

Таблица 4.10 - Осыпи и обвалы стенок скважин

Интервал по

Буровые растворы, применявшиеся ранее

стволу, м

Индекс

Время

Мероприятия

страти-

дополнитель-

до

по ликвида-

графи-

ные данные по

начала

ции послед-

ческог0

от

плот-

до

раствору, вли-

ослож-

ствий (прора-

под-

(верх

тип раствора

ность,

(низ)

яющие на

нения,

ботка, про-

разде-

)

г/см3

ления

устойчивость

сут

мывка и т.д.)

пород

Q–P2

690

Полимер-

1,12

УВ-40-60, Ф=8-10

1-3

проработка,

глинистый

промывка

P1-K2kt

690

1150

Полимер-

1,12

УВ-40-60, Ф=8-10

2-4

проработка,

глинистый

промывка

Полимер-

1,12

УВ-40-60, Ф=8-10

3-5

проработка,

K2s-K1vb

1150

2750

промывка

глинистый

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Геологическая часть

Таблица 4.11 - Нефтегазоводопроявления

Плотность смеси

проявляемогоВид флюида ,,(нефтьводаконденсат, газ)

столбаДлинагаза при ликвигазопроявлениядации , м

давлениеОжидаемоена устье

стратиграфическогоИндекс подразделения

нефтегазоводопри - ,проявленииМПа

при проявлении

возникновенияУсловия

внутреннего

наружного

Интервал, м

для расчета избы-

точных давлений,

г/см3

Характер

от

до

проявлений

(верх)

(низ)

нефть,

снижение

Нефтегазовый

K1brg(АС10)

2540

2620

693

0,579

1,05

репрессии

10,21

газ

фонтан

на пласт

нефть,

снижение

Нефтегазовый

K1brg(АС11)

2637

2657

780

0,543

1,05

репрессии

10,93

газ

фонтан

на пласт

нефть,

снижение

Нефтегазовый

K1brg(АС12)

2660

2734

693

0,583

1,05

репрессии

10,12

газ

фонтан

на пласт

Таблица 4.12 - Прихватоопасные зоны

Вид прихва-

Раствор, при применении

Наличиеограниначенийоставинструменление - движениябезта промывкиили

,(данет)

ния и т.д.)

плотность, /смг

водоотда- ,смча мин

смазываю-

добавщие- (назваки- )ние

Индекс

та (от пере-

которого произошел прихват

страти-

Интервал по

пада давле-

Условия

графи-

стволу, м

ния, заклин-

/30

возникно-

ческого

ки, сальни-

тип

вения

подраз-

ко-

деления

образова-

от

до

(верх)

(низ)

Q-P2

690

Заклинка ин-

Нет данных

да

обвалы сте-

струмента

нок скв-ны,

Заклинка ин-

нарушение

K2s-K1av

1150

2000

Нет данных

да

технологии и

струмента

режимов

Заклинка ин-

промывки

струмента

ствола сква-

K1brg-

жины, остав-

2200

2750

Нет данных

да

ление

K1vb

бур.инстру-

мента без

движения

Примечание: 1. С целью снижения вероятности возникновения прихватов в прихватоопасных зонах рекомендуется использование экологически безопасных, многофункциональных смазочных добавок с улучшенными антиприхватными и поверхностноактивными веществами, такими как: ФК-2000 Плюс, Лубри-М, Лубриол и др.

2. Мероприятия по предупреждению и способы ликвидации прихватов и других аварий и осложнений разрабатываются буровой организацией.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7			Геологическая часть			31
Таблица 4.13 - Текучие породы

	Интервал зале-				Минимальная плот-
Индекс	гания текущих			Краткое	ность бурового рас-	Условие возник-
стратиграфического	пород, м			название	твора, предотвраща-	Условие возник-
стратиграфического	пород, м			название	твора, предотвраща-	новения
подразделения	от	до		пород	ющая течение пород,	новения
подразделения	от	до		пород	ющая течение пород,
	(верх)	(низ)			г/см3

текучих пород нет

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Геологическая часть 32

Таблица 4.14 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратигра-	Интервал, м		Вид (название) осложне-	Характеристика (параметры)
фического подраз-			ния: желобообразование,	осложнения и условия воз-
деления			перегиб ствола, искрив-	никновения
	от	до	ление, грифонообразова-
	(верх)	(низ)	ние
K2s- K1av	1150	2000	Разжижение глинистого	Нарушение режима промывки
			раствора	скважины, разбавление бурового
			раствора	раствора агрессивными пласто-
				раствора агрессивными пласто-
				выми водами

K1a- K1vb	2000	2750	Сужение ствола скважины	Разбухание глинистых пород
K1a- K1vb	2000	2750	Сужение ствола скважины	ввиду некачественного бурового
				ввиду некачественного бурового
				раствора, а также оставление
				ствола скважины без шаблони-
				рования или СПО в течение
				продолжительного времени.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

4.3 Исследовательские работы

Таблица 4.15 - Отбор керна, шлама и грунтов

Индекс

Параметры отбора

Интервал отбора

Индекс

Интервал по

Частота

Индекс

Глубина

Тип бо-

Кол

страти-

керна

керна, м

кер

страти-

вертикали, м

отбора

страти-

отбора

кового

-во

графиче-

мини-

макси-

от

до

отбораМетраж

,мна

графи-

от

до

шлама

графи-

грунта, м

грунто-

об-

ского под-

маль-

мальная

(верх)

(низ)

ческого

(верх)

(низ)

через, м

ческого

носа

раз

разделе-

ный

проходка

подраз-

цов

ния

диа-

за рейс, м

деления

по-

метр,

род

мм

шт.

QNPK

2540

Отбор образцов не предусмотрен

2540

2814

Примечание: 1. Интервалы и частоту отбора шлама устанавливаются по усмотрению геологических служб « Заказчика» и « Подрядчика».

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.16 - Геофизические исследования

Наименование исследо-	Масштаб	Замеры и отборы производятся			Скважинная аппаратура и		Промыслово геофизиче-		Номера
ваний	записи				приборы		ская партия		таблиц
							название	Дежурство	СНВ на
		На глу-	В интервале, м		тип	Группа		на буро-	ПГИ
		бине, м	от	до		сложности		вой, сут
			(верх)	(низ)
		Пилотный ствол					с		4.1-4.6
ПС, КС (1-2 зонда из со-		Пилотный ствол					подряда		4.1-4.6
ПС, КС (1-2 зонда из со-							подряда
става БКЗ), профилемет-	1:500	30	0	30	ЭК-1,АБКТ
рия (ДС), резистивимет-	1:500	30	0	30	ЭК-1,АБКТ


рия, АК		710	30	710			договорупо
		710	30	710

ПС,КС, БКЗ, БК, ИК (ВИ-		Пилотный ствол			КС-3, СКО-2,
Инклинометрия проводится через 500 м проходки, с точками замеров через 25					ИМ-1, ИН1-
м., в интервалах набора угла проводится через 5 м.					721, КИТА
КИЗ), ГГК-П, ЛМ, РК (ГК+	1:200				СПАК-8, РК-П,		-организациягеофизическаяПромыслово тендораусловияхнаЗаказчиком	предусмотреноНе
КИЗ), ГГК-П, ЛМ, РК (ГК+					СПАК-8, РК-П,
НГК), ННК, профилемет-		2814/3372	2540/2906	2814/3372	АЯМК-1,


рия, резистивиметрия					АЯМК-П
ПС,КС, БКЗ, БК, ИК (ВИ-		Горизонтальный ствол			« АМАК», АМК	1
ПС,КС, БКЗ, БК, ИК (ВИ-						1
КИЗ), РК (ГК+ НГК), про-
КИЗ), РК (ГК+ НГК), про-	1:200	2660/3135		2660/3135	« Горизонт»
филеметрия, резистиви-	1:200	2660/3135	710	2660/3135	« Горизонт»
филеметрия, резистиви-					«ARC-5»
метрия		2690/4332		2690/4332	«ARC-5»
метрия		2690/4332		2690/4332
		30	0	30

Термометрия (ОВПЦ), ГГК-	1:500	710	0	710	СГДТ-2, КСА-
Ц, АКЦ, СГДТ, ЦМ-4	1:500	2540/2821	0	2540/2821	Т7, АКЦ-1
Ц, АКЦ, СГДТ, ЦМ-4		2540/2821		2540/2821	Т7, АКЦ-1
		2660/3135		2660/3135
		2660/3135		2660/3135
ГТИ		2814/3372	0	2814/3372	СГТ- 1
ГТИ		2690/4332		2690/4332	СГТ- 1
		2690/4332		2690/4332

Дополнительно:

КС, ПС, ДС, РК, АК, Э/t М 1:500 - для определения зон поглощения

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

7.5 Том

ГТИ: Геологические задачи:

Масштаб

Замеры и отборы производятся

Скважинная аппаратура и

Промыслово геофизиче-

Номера

Наименование исследо-

ваний

записи

приборы

ская партия

таблиц

название

Дежурство

СНВ на

На глу-

В интервале, м

тип

Группа

на буро-

ПГИ

бине, м

от

до

сложности

вой, сут

(верх)

(низ)

Оптимизация получения геолого-геофизической информации, литолого-стратиграфическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов, опре-

деление характера насыщенности пластов коллекторов, оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов, контроль процесса испы-

тания и опробования объектов, выявление реперных горизонтов.

Обязательные исследования и измерения:

исследование шлама, бурового раствора; макро и микрошлама, фракционный анализ шлама, определение карбонатности пород, люминесцентный ана-

лиз шлама и бурового раствора, оценка плотности и пористости шлама определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора, не-

прерывное измерение компонентного состава углеводородного газа, извлеченного из бурового раствора, периодическая термовакумная дегазация проб

ИОСБ07--00-00.609

раствора и шлама.

частьГеологическая

Технологические задачи

Раннее обнаружение газонефтепроявлений и поглощений при бурении и спускоподъемных операциях, оптимизация процесса углубления скважины,

распознавание и определение продолжительности технологических операций, выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем

отработки долот, оптимизация спускоподъемных операций, контроль гидродинамических давлений в скважине, определение и прогноз пластового и по-

рового давления, контроль спуска и цементирования обсадной колонны, диагностика предварительных ситуаций в реальном масштабе времени.

vk.com/club152685050

Том 5.7		Геологическая часть					36
Таблица 4.17 - Данные по испытанию (опробованию) пластов в процессе бурения

Индекс	Испытание (опробование) пластоиспыта-			Опробование пластоиспыта-
стратиграфического	телем на трубах				телем на кабеле
подразделения	вид операции	глубина	количество	интервал			количество
	(испытание,	нижней	циклов про-				проб, шт.
	(испытание,	нижней	циклов про-	от		до (низ)	проб, шт.
	опробование)	границы	мывки после	(верх)
		объема,	проработки
		м
Испытание пластов в процессе бурения не предусмотрено				Не предусмотрено
Таблица 4.18 - Прочие виды исследований

Название работы			Единица измерения			Объем работы
	Проектом не предусмотрены.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

4.4 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины, сведения по эксплуатации

Таблица 4.19 - Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне

Номер

Интервал

продуктивногоконструкцииТипза- ,:ФИЛЬТРЗАБОЙОТКРЫТЫЙбоя , ,КОЛОННАЦЕМЕНТ

Последовательный

Опорожнение колонны

объекта

залегания

установки

испытаниядляустановкиТип ,-):(НАЯПЕРЕДВИЖосвоенияСТА- -НАРНАЯЦИО

,(НЕТДАфонтанирующийПласт)

)(-испыштуцероврежимоввоКол - ,шттания

перечень операций

при испытании (освое-

стратиграфическогоИндекс подразделения

(снизу

объекта

цементного

,ммштуцеровДиаметр

вызова притока или

нии)

вверх)

по верти-

моста, м

освоения нагнета-

Пласт

кали, м

тельной скважины:

смена раствора на

макс. сни-

плотность

воду (РАСТВОР-

жение

жидкости,

ВОДА), смена рас-

уровня, м

г/см3

твора на нефть

(РАСТВОР-НЕФТЬ),

от

до

от

до

смена воды на

(низ)

(верх)

(низ)

нефть (ВОДА-

(верх)

НЕФТЬ), аэрация

(АЭРАЦИЯ), пони-

жение уровня ком-

прессорами (КОМ-

ПРЕССОР)

Хвостовик

«StageFrak »: якорь и пакер в

голове для удержания хво-

стовика в колонне; от 5до10

АС12

2660

2734

комплектов « Фрак-Портов»

стационарная

-освоение ГНКТ с

2530

К1brg

АС10

2540

2620

для проведения ГРП;от

(передвижная)

Да

азотом; снижение

2440

1,05

5до10 комплектов гидрав-

уровня УЭЦН

лических пакеров, нижний

циркуляционный порт и об-

ратный клапан на конце

компоновки.

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.20 - Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении)

Перфорационная среда

Мощность

Типоразмер

одно-.Кол временно спускаемых зарядов,шт.

спусков.Кол

перфоратора

Предусмотспусклирен перфоратора (?ДАНКТна, НЕТ)

Насадки для гидропес-

объНомер-

вид:

плотность,

перфораций,

Вид перфорации: КУМУ-

перфоратора

-.отверКол 1мнастий,

.шт

коструйной перфорации

раствор, нефть,

г/см3

ЛЯТИВНАЯ, ПУЛЕВАЯ,

диаметр

кол., шт.

вода

СНАРЯДНАЯ, ГИДРО-

ПЕСКОСТРУЙНАЯ, ГИД-

РОСТРУЙНАЯ

Перфорация не проектируется

Таблица 4.21 - Интенсификация притока пластового флюида или повышение приемистости пласта в нагнетательной скважине

Номер

Название процесса:

Кол-во

ПлотностьДавление

Температура

Глубина

Мощность

Типоразмер

Кол-во

Кол-во одно-

Мест

объекта

УСТАНОВКА КИСЛОТ-

операций

жидкости на устье,

закачиваемойустановкиперфораций,

перфоратораотверстий

временно

ные

(см.

НОЙ ВАННЫ, ГИДРО-

в колонне, МПа

жидкости, С0

пакера, м

на

спускаемых

нор-

табл.

РАЗРЫВ ПЛАСТА, ОБ-

г/см3

1 м, шт.

зарядов, шт.

мы

4.19)

РАБОТКА ПАВ, ГИДРО-

вре-

ПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕР-

мени,

ФОРАЦИЯ и др. опера-

сут.

ции, выполняемые по

местным нормам

1.Гидроразрыв пласта

5-10

43,7-45,8

2520 -2650

Не предусмотрена

1,05

2. Солянокислотная об-

работка под давлением.

5,9

2520 -2650

Таблица 4.22 - Дополнительные работы при испытании (освоении)

Номер

Название работ: ПРОМЫВКА ПЕСЧАНОЙ ПРОБКИ, ПОВЫШЕНИЕ ПЛОТНОСТИ БУРО-

Единица

Кол-во

Местные нормы

объекта

ВОГО РАСТВОРА и другие дополнительные работы, выполняемые по местным нор-

измерения

времени, сут

(см. табл.

мам

4.19

Дополнительные работы при испытании скважин не предусматриваются.

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.23 - Данные по эксплуатационным объектам

	Плотность жидкости в				Установившаяся при эксплуа-		Данные по объекту, содержа-
	колонне, г/см3				тации температура, С0		щему свободный газ		Заданный ко-
			Пластовое	Максимальный
									эффициент за-
			давление на	динамический
Номер									паса прочности
			период позд-	уровень при
объекта	на период							коэффициент	на смятие в
		на период	ней эксплуа-	эксплуатации,	в колонне		длина стол-
	ввода в					в эксплуатацион-		сжимаемости га-	фильтровой
		поздней экс-	тации, МПа	м	на устье		ба газа по
									зоне
	эксплу-	плуатации			скважины	ном объекте	вертикали, м	за в стволе
	атацию							скважины


1	0,796	0,796	10,7	2440	30-40	88-89	нет	нет	1,3
	0,788	0,788		2560

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.24 - Дополнительные данные для определения продолжительности испытания (освоения) скважины

Относится ли к объектам,

Для эксплуатационных

Работы по

Требуется ли исключить из состава основных работ (ДА, НЕТ)

которые (ДА, НЕТ)

скважин предусмотрено

испытанию

объекта

ли (ДА, НЕТ)

проводятся

при мощности

при мощно-

задавка

использование

в одну,

вызов притока

гидрогазо-

освоение, очистку и

шаблонирование

до 5 м пред-

сти до 6 м

скважины

норм по ССНВ

полторы,

в нагнетатель-

динамические ис-

гидрогазо-

обсадной ко-

ставлены

имеют по-

через

для разведоч-

две или

ной скважине

следования в экс-

динамические ис-

лонны

Номер

пропластками

дошвенную

НКТ

ных скважин

три смены

плуатационной

следования

воду

скважине

нет

да

нет

в две смены

да

нет

по 12 час

Таблица 4.25 - Данные по нагнетательной скважине

Индекс стратигра-

Номер

Интервал

Название

Режим нагнетания

Пакер

Жидкость за

фического подраз-

объек-

залегания

(тип) нагне-

НКТ

деления, пласт

та (сни-

объекта

таемого

зу

нагнетания,

агента (ВО-

плот-

относительнаяинтенсивностьдавление

температура

шифр

глубина

установки,

тип

плот-

вверх)

ДА, НЕФТЬ,

ность

по воздуху

нагнетания,

на устье,

нагнетаемого

ность,

ГАЗ и т.д.)

жидкости,

плотность

м3/сут

кгс/см2

агента, 0С

г/см3

от

до

(верх)

(низ)

г/см3

нагнетаемого

газообразного

агента

Не предусмотренн

7.5 Том

часть Геологическая

vk.com/club152685050

Том 5.7 Конструкция скважины 41

5 Конструкция скважины

Конструкция скважин проектируется на основании анализа литологических особенностей горных пород, совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений в скважинах с учетом требований « Правил охраны недр» ПБ 07-601-03, « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03, технологических регламентов, нормативных документов и опыта строительства скважин в сходных геологических условиях.

5.1 Характеристика и устройство шахтового направления

Таблица 5.1 –	Характеристика и устройство шахтового направления

Наружный	Длина, м	Марка		Толщина	Масса		ГОСТ, ТУ, и т. д.
диаметр,		(группа		стенки, мм	1 м колон-	общая	на изготовле-
мм		прочности			ны		ние
		материала)
			не предусмотрено

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Конструкция скважины 42

	Стратиграфический					Глубина,			Давление,
			разрез				м			МПа
Глубина, м	Группа	Система	Отдел	,Свита горизонт, ярус		вертикалипо	стволупо	Литологический разрез	пластовое, Рпл.	гидроразрыва, Ргр	Характеристика давлений пластового (порового) и гидроразрыва пород.
Глубина, м	Группа	Система	Отдел	,Свита горизонт, ярус		вертикалипо	стволупо	Литологический разрез	пластовое, Рпл.	гидроразрыва, Ргр	0,9	1,0 1,1	1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0	2,1
											Эквивалент градиентов пластового давления (Кпл) и давления гидроразрыва (Кгр)
		Q				30
						30
		N				80
100						80
100			олигоценовый	туртасская
				туртасская
				алтымская		135
				ново-
200				михайловс.		195
				свита		255
						255
300
	Z			тавдинская
400	- К	ПАЛЕОГЕНОВАЯ		свита
	СЙОЗОНЙАКК АЯ	ПАЛЕОГЕНОВАЯ	эоценовый	люлинворская	свита	460
500
600
700						690
700
800			палеоцен	талицкая	свита									793(862)
						825
				ганьк.
900				березовская		900
1000				березовская
1100			ВЕРХНИЙ			1100
				кузн.
						1150
1200				Хантымансийская УВАТСКАЯ СВИТА
1300	Z-МЯАКСЙ	ЯАВО									Эквивалентградиента пластового давления		Эквивалентградиента давления	гидроразрыва
1700	Z-МЯАКСЙ	ЯАВО									Эквивалентградиента пластового давления		Эквивалентградиента давления	гидроразрыва
1400
						1450
1500
1600
	З О	Л				1745
	О	Е				1745
	З
1800	М Е	М		Викуловская
1900	М Е	М		Викуловская
2000			НИЖНИЙ			2000
2100			НИЖНИЙ	Алымская
2200						2200
2300
				СВИТА
2400				ЧЕРКАШИНСКАЯ
				ЧЕРКАШИНСКАЯ
2500
						2540
2600
						2620
						2637
						2657
2700						2660
2700						2710
						2710
				ахская		2750
		Юра	верх			2750
2800		Юра	верх	Бажен		2814
						2814

2501

2600

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

3600

3700

3800

3900

4000

4100

4200

4300

4332

2821

2957

3008

3117

3135

М Е З О З О Й С К А Я - М Z

М Е Л О В А Я НИЖНИЙ

ЧЕРКАШИНСКАЯ СВИТА

Эквивалент градиента пластового давления

Эквивалент градиента давления

гидроразрыва

Конструкция скважины; диаметр колонн, мм; высота подъема цемента, м; испытание

на герметичность оборудования устья

324 245 168 114

720

2630
(2985)
2660 (3135)
2690 (4332)
2501 (2292)
2630 (2985)
2660 (3135)
2690 (4332)

долот;	и диаметр
Типоразмер	количество	насадок, шт х мм
	1.16

1.16

1.10

Условные обозначения:

эквивалент градиента пластового давления эквивалент градиента давления гидроразрыва

плотность бурового раствора

зона совместимых условий бурения

Рисунок 5.1 - График совмещенных давлений

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Конструкция скважины	43
	Расчет глубины спуска кондуктора

Минимально-необходимую глубину спуска кондуктора определим исходя из условий предотвращения гидроразрыва пород в необсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае нефтепроявления:

Расчет производится из соотношения:

0,95× 0,1× ρп × Нк

(Рпл − 0,1× (L − Нк ) ×1,05

Откуда следует, что:

Н= 10 × Рпл − ρф × Lпл

к0,905× ρп − ρф

где:

ρп – нормальное уплотнение горных пород [47], г/см3;

Нк – расчетная глубина спуска колонны, м;

Pпл – пластовое давление, кгс/см2;

ρф – плотность флюида, г/см3;

L – глубина кровли пласта, м

(5.1)

(5.2)

Произведен расчет минимально-допустимой глубины спуска кондуктора по каждому пласту.

В результате минимальная расчетная глубина спуска кондуктора 245 мм равна 670 м. Проектная глубина спуска кондуктора – 710 м (перекрытие люлинворской свиты) удовлетворяет условию предотвращения гидроразрыва пород у башмака колонны.

Обоснование диаметров долот

Диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны определен в соответствие с требованием п. 2.3.3. ПБ 08-624-03. Величина минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определена по формуле (5.3):

Dд = (1,0447 + 0,00022D)Dм ,(5.3)

где

Dд - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

Dм - диаметр муфты обсадных труб, мм.

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

∙393,7 мм - бурение под направление 324 мм;

∙295,3 мм - бурение под кондуктор 245 мм;

∙220,7 мм - бурение под эксплуатационную колонну 178 мм.

∙142,9 мм - бурение горизонтального ствола под хвостовик 114 мм.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

5.2 Глубина спуска и характеристика обсадных колонн

Таблица 5.2 – Глубина спуска и характеристика обсадных колонн (основной ствол)

колонныНомер спуспорядкевка

Интервал

Номинальный стволадиаметр вскважины ,мминтервале

отРасстояние -скважиустья уровнядоны -тамподъема распонажногоколонзатвора-

,мной

Количество раздельно часпускаемых-

,колонныстей .шт

-разНомер спускадельновчастиемой

спускапорядке

Интервал

Глубина за-

установки

боя при по-

Необходимость (причина) спуска

по стволу

скважины,

раздельно

вороте сек-

колонны (в том числе в один при-

Название колон-

спускаемой

ции, уста-

ны

части, м

новке

ем или секциями), установки

надставки, смены или поворота

надставки

от

до

от

до

секции

или заменя-

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

ющей, м

Направление

диаметром

324мм

спускается на глубину 30 м и цемен-

Направление

393,7

тируется до устья скважины с целью

предупреждения

размыва

приусть-

евой части скважины и связанных с

ним осложнений.

Кондуктор диаметром 245 мм спус-

кается на глубину 710 м - с целью

предотвращения

гидроразрыва у

башмака колонны при нефтегазово-

допроявлении, перекрытие люлин-

Кондуктор

710

295,3

710

ворской свиты, а также установки

противовыбросового

оборудования

для безопасного вскрытия нефте-

проявляющих

пластов

подлежащих

вскрытию при бурении под пилотный

ствол.

Эксплуатационная колонн спускает-

2660*

ся в кровлю АС12, с целью перекры-

Эксплуатационная

220,7

560

/3135

тия пластов, осложнений по разрезу

и безаварийного бурения под хво-

стовик.

Для закрепления стенок скважины в

Хвостовик 114 мм

2630*

2690*

142,9

2630*

2690*

случае необходимости предотвра-

/2985

/4332

/2985

/4332

щения осыпей и обвалов. Эксплуа-

тация скважины.

Примечание: * - глубина по вертикали.

7.5 Том

скважины Конструкция

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

5.3 Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн

Таблица 5.3 – Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн

Раздельно спускаемые части

Номер

номер

интервал уста-

ограни-

коли-

новки однораз-

чение

соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части

одно-

наруж-

колон-

номер

чество

мерной части, м

на тол-

ны в

в по-

диамет

размер-

ный

щину

максималь-

интервал установки

порядке

рядке

мет-

ной ча-

диа-

стенки

количество

номер в

условный

ный наруж-

труб с заданным типом

спуска

ров,

сти в по-

метр,

от

до

не

типов со-

порядке

код типа

ный диаметр

соединения, м

шт.

рядке

мм

(верх)

(низ)

более,

единения,

спуска

соедине-

соединения,

от (верх)

до (низ)

спуска

мм

шт.

ния

мм

324

ОТТМА

351

245

710

ОТТМА

270

710

178

2660*

10,4

БТС

194,5

2660*

/3135

114

2630*

2690*

нет

ОТТМА

127

2630*

2690*

/2985

/4332

/2985

/4332

Примечание: * - глубина по вертикали.

7.5 Том

скважины Конструкция

vk.com/club152685050

Том 5.7 Конструкция скважины 46

5.4 Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважин

	№		Наименование мероприятия	Причина проведения меро-
	п/п		или краткое описание	приятия
1		Для обеспечения безаварийного спуска кондуктора 245 мм		Значительная длина, диаметр и
		перед его спуском осуществить проработку ствола скважины		жесткость спускаемой обсадной
		роторной компоновкой содержащей опорно-центрирующие эле-		колонны
		менты
2		Цементирование направления 324 мм и кондуктора 245 м		Необходимость подъема цемент-
2		произвести на всю длину. При цементировании направления		Необходимость подъема цемент-
		произвести на всю длину. При цементировании направления		ного раствора за колонной до
		применить ПТЦ -I-50 плотностью 1,85 г/см3.		ного раствора за колонной до
				устья для недопущения загрязне-
		Цементирование кондуктора провести по интервалам: ;		ния подземных пресных вод и
		0-510 м - облегченный тампонажный цемент ПТЦ III-Об 5-50 с		предотвращения заколонных пе-
		плотностью цементного раствора 1,52 г/см3; 510-710 м цемент-		ретоков
		ный раствор ПТЦ -I-50 плотностью 1,85 г/см3
3		Предусмотреть высоту подъема цементного раствора за экс-		Предотвращение гидроразрыва
		плуатационной колонной до глубины 560 м с перекрытием на		горных пород при креплении
		150 м башмака кондуктора 245 мм в соответствие с п. 2.7.4.11		скважины
		ПБ 08-624-03
4		Эксплуатационная колонна цементируется в интервале 3135-		Повышение качества цементиро-
		560 м. В интервале 3135-2721 м - расширяющиймся тампонаж-		вания, предотвращение межпла-
		ным раствором РТП-Т-51-100 на основе ПЦТ I-G-СС1 с плотно-		стовых заколонных перетоков
		стью цементного раствора 1,90 г/cм3; 2721-560 м – ПЦТ III-об5-
		100, с плотностью цементного раствора 1,52 г/см3.
5		При бурении под эксплуатационную колонну применить ком-		Наличие зон возможного погло-
		плекс профилактических мероприятий направленный на недо-		щения бурового раствора.
		пущение поглощения бурового раствора предусмотренных раз-
		делом 8.12-8.13 настоящего проекта
6		Контролировать соблюдение параметров бурового раствора и		Предупреждение осложнений и
		рецептуры его приготовления, соответствие способов и режи-		аварийных ситуаций в процессе
		мов бурения		бурения
7		Провести опрессовку и дефектоскопию бурильного инструмента		Предупреждение аварийных си-
		и бурового грузоподъемного оборудования		туаций с бурильным инструмен-
				том и оборудованием
8		В процессе бурения следить за выносом шлама. При прекраще-		Обеспечение безаварийного бу-
		нии или уменьшении выноса шлама остановить бурение и про-		рения ствола скважины
		мыть скважину в течение одного цикла с одновременным рас-
		хаживанием бурильной колонны
9		До вскрытия продуктивного пласта АС10-12 обеспечить выполне-		-
		ние всего комплекса мероприятий, предусмотренных разделом
		8.12-8.13 настоящего проекта
10		Скорость спуска бурильной колонны ограничить по интервалам		Снижение гидродинамических
		глубин:		давлений в скважине
		0-1000 м	– 2 м/с;
		1000-1500 м	– 1,5 м/с;
		1500-2000 м	– 1 м/с;
		2000-3000 м	– 0,7 м/с;
11		После наращивания спуск бурильной колонны до забоя ограни-		Снижение гидродинамических
		чить до 0,1 м/с, чтобы не допустить чрезмерного увеличения		давлений на коллектора нефти и
		расхода бурового раствора в кольцевом пространстве		поглощающие пласты
13		Циркуляцию, при вскрытых поглощающих пластах, восстанавли-		Предотвращение гидроразрыва
		вать одним насосом при постепенном перемещении бурильной		слабосцементированных горных

	СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
	609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

	Том 5.7		Конструкция скважины				47

	№		Наименование мероприятия	Причина проведения меро-
	п/п		или краткое описание		приятия
		колонны вверх и вращении ротором		пород

14		Перед подъемом инструмента после окончания долбления осу-		Предупреждение прихвата бу-
		ществлять промывку в течение 2 цикла при производительно-		рильного инструмента шламом.
		сти, с которой осуществлялось бурение		Предотвращение проработок по-
				сле спуска
15		В процессе подъема колонны бурильных труб выполнять требо-		Предупреждение нефтегазопро-
		вания п. 2.7.7.6, 2.7.7.7, 2.7.7.12, 2.7.716 ПБ 08-624-03		явлений
16		Изменение и отклонение от проекта, дополнения к нему допус-		Соблюдение технологии бурения
		кается только в соответствии с требованиями п. 2.2.7 ПБ 08-624-		скважин в соответствии с проек-
		03		том
17		Применение системы РУС при бурении под хвостовик основного		Характерные особенности:
17		ствола		∙	постоянное	вращение
		ствола		∙	постоянное	вращение
				бурильной	колонны	во	время
				управления траекторией			для
				уменьшения искривления профи-
				ля скважины;
				∙	наземный	контроль
				над программированием			управ-
				ления для переменных интенсив-
				ности набора угла и азимута в
				реальном времени;
				∙	качественная очистка
				забоя благодаря вращению, что
				уменьшает риск прихватов;
				∙	регулируемая нагрузка
				на долото и скорость вращения
				ротора, обеспечивает макси-
				мальную	скорость проходки во
				время набора угла и разворота
				азимута

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Профиль скважины 48

6 Профиль скважины

Таблица 6.1 - Входные данные по профилю

			Максимально допустимые
Интервал установки по-			параметры профиля в ин-								Зенитный угол,					град
Интервал установки по-			тервале установки по-								Зенитный угол,					град
гружных насосов по вер-			тервале установки по-
гружных насосов по вер-			гружных насосов
	тикали, м		гружных насосов
	тикали, м					интенсив-			максималь-				при входе в продуктив-
						интенсив-			максималь-				при входе в продуктив-
						ность из-			но допу-					ный пласт
			зенитный			менения			стимый в			минималь-					максималь-
			угол, град			зенитного			интервале			минималь-					максималь-
от (верх)		до (низ)	угол, град			зенитного			интервале					но допу-			но допу-
от (верх)		до (низ)				угла,			его увели-					но допу-			но допу-
						угла,			его увели-					стимый			стимый
						град/10 м				чения				стимый			стимый
						град/10 м				чения
2530		2330	40			0,3				90			80				85
Таблица 6.2 –		Профиль ствола скважины

№			Глубина			Проекции, м					Угол, град				Интенсивность,
№	Участок ствола		по ство-												Интенсивность,
участка	Участок ствола		по ство-	вертикаль			горизонталь				в			в			град/10
			лу, м	вертикаль			горизонталь				начале			конце
											начале			конце
Пилотный ствол

1	Вертикальный		1400		1400			0,00			0,00			0,00		0,0
			1400		1400			0,00			0,00			0,00		0,0
2	Набора угла		1661,0		1641,0			86,0			0,00			39,17		1,5
			1661,0		1641,0			86,0			0,00			39,17		1,5
3	Наклонно-															0,0
3	прямолинейный		2501,0		2292,4			616,0			39,17			39,17
	прямолинейный		2501,0		2292,4			616,0			39,17			39,17
4	Набора угла		2600,0		2360,0			688,0			39,17			54,0		1,5
			2600,0		2360,0			688,0			39,17			54,0		1,5
	кровля АС12		3110,0		2660			1100,6			54,0			54,0		0,0
			3110,0		2660			1100,6			54,0			54,0		0,0
5	Наклонно-
5	прямолинейный		3372,0		2814,0			1312,5			54,0			54,0		0,0
	прямолинейный		3372,0		2814,0			1312,5			54,0			54,0		0,0
Горизонтальный ствол

	Наклонно-
1	прямолинейный		2501,0		2292,4			616,0			39,17			39,17		0,0
	(окно зарезки)
3	Наклонно-		2807,7		2530,2			810,0			39,17			39,17		0,0
3	прямолинейный		2807,7		2530,2			810,0			39,17			39,17		0,0
	прямолинейный
4	Набора угла		3034,6		2642,6			1001,5			39,17			80,00		1,8

5	Наклонно-		3134,6		2660,0			1100,0			80,00			80,00		0
5	прямолинейный		3134,6		2660,0			1100,0			80,00			80,00		0
	(кровлю АС12)
6	Наклонно-		3282,3		2685,6			1245,5			80,00			80,00		0
6	прямолинейный		3282,3		2685,6			1245,5			80,00			80,00		0
	прямолинейный
7	Набора угла		3332,2		2690,0			1295,2			80,00			90,00		2,0

8	Горизонтальный		4332,0		2690,0			2295,0			90,00			90,00		0,0

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Профиль скважины 49

Глубина по	Зенитный угол,	Глубина по	Гл. смещение к се-	Пространст. интенсив-
стволу, м	град	вертикали, м	веру, м	ность, град/10 м
0.00	0.00	0.00	0.00	0.000
50.00	0.00	50.00	0.00	0.000
100.00	0.00	100.00	0.00	0.000
150.00	0.00	150.00	0.00	0.000
200.00	0.00	200.00	0.00	0.000
250.00	0.00	250.00	0.00	0.000
300.00	0.00	300.00	0.00	0.000
350.00	0.00	350.00	0.00	0.000
400.00	0.00	400.00	0.00	0.000
450.00	0.00	450.00	0.00	0.000
500.00	0.00	500.00	0.00	0.000
550.00	0.00	550.00	0.00	0.000
600.00	0.00	600.00	0.00	0.000
650.00	0.00	650.00	0.00	0.000
700.00	0.00	700.00	0.00	0.000
750.00	0.00	750.00	0.00	0.000
800.00	0.00	800.00	0.00	0.000
850.00	0.00	850.00	0.00	0.000
900.00	0.00	900.00	0.00	0.000
950.00	0.00	950.00	0.00	0.000
1000.00	0.00	1000.00	0.00	0.000
1050.00	0.00	1050.00	0.00	0.000
1100.00	0.00	1100.00	0.00	0.000
1150.00	0.00	1150.00	0.00	0.000
1200.00	0.00	1200.00	0.00	0.000
1250.00	0.00	1250.00	0.00	0.000
1300.00	0.00	1300.00	0.00	0.000
1350.00	0.00	1350.00	0.00	0.000
1400.00	0.00	1400.00	0.00	0.000
1450.00	7.50	1449.86	3.27	1.500
1500.00	15.00	1498.86	13.02	1.500
1550.00	22.50	1546.17	29.08	1.500
1600.00	30.00	1590.99	51.17	1.500
1650.00	37.50	1632.53	78.93	1.500
1661.12	39.17	1641.25	85.83	1.500
1700.00	39.17	1671.40	110.39	0.000
1750.00	39.17	1710.16	141.97	0.000
1800.00	39.17	1748.93	173.55	0.000

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7		Профиль скважины		50

Глубина по	Зенитный угол,	Глубина по	Гл. смещение к се-	Пространст. интенсив-
стволу, м	град	вертикали, м	веру, м	ность, град/10 м
1850.00	39.17	1787.69	205.13	0.000
1900.00	39.17	1826.46	236.70	0.000
1950.00	39.17	1865.22	268.28	0.000
2000.00	39.17	1903.99	299.86	0.000
2050.00	39.17	1942.75	331.44	0.000
2100.00	39.17	1981.52	363.02	0.000
2150.00	39.17	2020.28	394.60	0.000
2200.00	39.17	2059.05	426.18	0.000
2250.00	39.17	2097.81	457.76	0.000
2300.00	39.17	2136.58	489.34	0.000
2350.00	39.17	2175.34	520.92	0.000
2400.00	39.17	2214.11	552.50	0.000
2450.00	39.17	2252.87	584.08	0.000
2500.00	39.17	2291.64	615.66	0.000
2550.00	39.17	2330.40	647.24	0.000
2600.00	39.17	2369.17	678.82	0.000
2650.00	39.17	2407.93	710.40	0.000
2700.00	39.17	2446.70	741.98	0.000
2750.00	39.17	2485.46	773.56	0.000
2800.00	39.17	2524.23	805.14	0.000
2807.71	39.17	2530.20	810.01	0.000
2850.00	46.78	2561.12	838.81	1.800
2900.00	55.78	2592.37	877.78	1.800
2950.00	64.78	2617.13	921.16	1.800
3000.00	73.78	2634.80	967.88	1.800
3034.56	80.00	2642.64	1001.52	1.800
3050.00	80.00	2645.32	1016.73	0.000
3100.00	80.00	2654.00	1065.97	0.000
3134.56	80.00	2660.00	1100.00	0.000
3150.00	80.00	2662.68	1115.21	0.000
3200.00	80.00	2671.36	1164.45	0.000
3250.00	80.00	2680.05	1213.69	0.000
3282.26	80.00	2685.65	1245.46	0.000
3300.00	83.55	2688.19	1263.02	2.000
3332.25	90.00	2690.00	1295.20	2.000
3350.00	90.00	2690.00	1312.95	0.000
3400.00	90.00	2690.00	1362.95	0.000
3450.00	90.00	2690.00	1412.95	0.000
3500.00	90.00	2690.00	1462.95	0.000

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7		Профиль скважины		51

Глубина по	Зенитный угол,	Глубина по	Гл. смещение к се-	Пространст. интенсив-
стволу, м	град	вертикали, м	веру, м	ность, град/10 м
3550.00	90.00	2690.00	1512.95	0.000
3600.00	90.00	2690.00	1562.95	0.000
3650.00	90.00	2690.00	1612.95	0.000
3700.00	90.00	2690.00	1662.95	0.000
3750.00	90.00	2690.00	1712.95	0.000
3800.00	90.00	2690.00	1762.95	0.000
3850.00	90.00	2690.00	1812.95	0.000
3900.00	90.00	2690.00	1862.95	0.000
3950.00	90.00	2690.00	1912.95	0.000
4000.00	90.00	2690.00	1962.95	0.000
4050.00	90.00	2690.00	2012.95	0.000
4100.00	90.00	2690.00	2062.95	0.000
4150.00	90.00	2690.00	2112.95	0.000
4200.00	90.00	2690.00	2162.95	0.000
4250.00	90.00	2690.00	2212.95	0.000
4300.00	90.00	2690.00	2262.95	0.000
4332.25	90.00	2690.00	2295.20	0.000

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Рисунок 6.1 - Профиль скважины

7.5 Том

скважины Профиль

vk.com/club152685050

Том 5.7 Буровые растворы 53

7 Буровые растворы

7.1 Общие положения

При выборе типа буровых растворов, их свойств и параметров необходимо руководствоваться требованиями:

∙для приготовления буровых растворов использовать экологически безопасные, разрешенные к применению реагенты, внесенные в отраслевой реестр "Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли". ГЦСС "Нефтепромхим". Казань. 2007;

∙снижением отрицательного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов;

∙сокращением объемов отработанного бурового раствора, возможности повторного их использования;

7.2 Обоснование плотности применяемых буровых растворов

∙10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

∙5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В соответствии с п.2.7.3.5. « Правил безопасности …», в интервале бурения под направление и кондуктор 0-810 м, сложенном неустойчивыми породами, плотность, водоотдачу и другие параметры бурового раствора выбираем, исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.

Учитывая накопленный опыт бурения и вышеназванные требования, при бурении под направление и кондуктор в интервале 0-710 м выбираем полимерглинистый буровой раствор плотностью 1,16 г/см3. Как видно из совмещённого графика давлений (рис.5.1.), репрессия на пласты исключает возможность как гидроразрыва горных пород, так и поглощения бурового раствора на всём протяжении данного интервала бурения.

Интервал бурения под пилотный ствол является интервалом совместимых условий бурения (рис.5.1). Расчетная плотность бурового раствора при вскрытии продуктивных горизонтов в интервале 710-3372 м – 1,07-1,116 г/см3. С учетом пластовых давлений в пластах АС10-12 и возможных осложнений при бурении интервала 710-3372 м, а так же исходя из опыта бурения на Приобском месторождении принимаем полимерглинистый буровой раствор плотностью 1,10 г/см3, репрессия на вскрываемые продуктивные пласты при этом составит 1,99-2,58 МПа.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Буровые растворы 54

Расчетная плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 2501-3135 м – 1,07-1,118 г/см3. С учетом осложнений при бурении в этом интервале принимается полимер-глинистый буровой раствор плотностью 1,10 г/см3.

После спуска эксплуатационной колонны 178 мм, дальнейшее углубление скважины под « хвостовик» производится с использованием биополимерного ингибированного раствора плотностью

1,10 г/см3 .

В расположенной ниже таблице 7.1. представлены выбранные для данного проекта значения плотности промывочной жидкости по интервалам бурения. Плотность бурового раствора в указанных интервалах бурения выбрана с учётом конкретных горно-геологических условий, опыта ведения буровых работ, требований п.2.7.3.2., п.2.7.3.3., п.2.7.3.4., п.2.7.3.5. « Правил безопасности …»

Перед вскрытием горизонтов, представляющих опасности выброса, на буровой должен быть создан, а при дальнейшем бурении постоянно поддерживаться запас хим. реагентов, утяжелителя и других материалов в количестве, необходимом для приготовления раствора в объеме скважины, кроме этого на буровой должен быть двухкратный запас бурового раствора (См. Схему размещения бурового и вспомогательного оборудования, поз. 2, 4): для бурения под пилотный ствол –302,7 м3; для бурения под эксплуатационную колонну – 281,0 м3; для бурения под хвостовик – 148,9, м3.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

7.3 Типы и параметры буровых растворов

Таблица 7.1 - Типы и параметры буровых растворов

Плотность

Статическое

Концен-

Толщина

Динамиче-

Содержа-

Название (тип)

Интервал

Условная

Фильтра-

напряжение

глини-

Содер-

бурения,

бурового

вязкость,

ция, см

за

сдвига, дПа

трация во-

стой

ское

ние твер-

жание

раствора

раствора,

дородных

напряжение

дой фазы,

г/см3

30 мин

за 1 мин/10

ионов

корки,

сдвига, дПа

песка, %

мин

мм

Полимер-глинистый раствор

направление

0-30

1,16

30-45

20/35

7-8

17-18

кондуктор

30-710

1,16

25-35

7-8

5/20

8-10

20-80

13-14

<0,5

пилот

710-3372

1,10

25-30

6-7

5/20

8-10

20-80

13-14

<0,5

эксплуатационная

2501-3135

Биополимерный ингибированный раствор

Хвостовик

3135-4332

1,10

30-40

2-3

20/25

8-9

0,5

76-86

<0,5

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

Том 5.7 Буровые растворы 56

7.4 Химические реагенты и обработка бурового раствора

ПБМА – глинопорошок бентонитовый модифицированный марки А. Натриевый монтмориллонит. Модифицируется кальцинированной содой и полимерами. Основная функция – структурообразовательная. Дополнительная функция – увеличение вязкости, контроль фильтрации. Для приготовления глинистого раствора, необходимо предварительно прогидратировать расчётное количество глинопорошка в технической воде (без добавления химреагентов) в течение не менее 4 часов. Удельный вес ПБМА 1 сорта - 2,6 г/см3.

Бикарбонат натрия NaHCO3 (сода) представляет собой белый кри сталлический порошок, растворимый в воде. При взаимодействии с кислотами и при нагревании он разлагается с выделением двуокиси углерода.Бикарбонат натрия NaHCO3 представляет собой белый кристаллический порошок, растворимый в воде. При взаимодействии с кислотами и при нагревании он разлагается с выделением двуокиси углерода

Кальцинированная сода (Na2CO3) – мелкокристаллический порошкообразный продукт белого цвета, плотностью 2,5 г/см3 с содержание основного вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и магния в буровом растворе (основное назначение), а также для снижения жесткости воды, для регулирования рН бурового раствора. Вызывает рост набухания глины (при концентрации до 1%). Для обработки бурового раствора применяется в виде водных растворов 5-10%-ой концентрации. Для приготовления водного раствора Na2CO3 используется глиномешалка, гидромешалка или специальная емкость для химреагентов, которые вводят в емкость через воронку. Готовят раствор из расчета 50 кг на 1 м3 технической воды, причем первоначально набирается 2/3 требуемого объема воды, затем постепенно вводится Na2CO3 за время 15 доливается вода до требуемого объема и дополнительно перемешивается 10-15 минут.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600, КМЦ-700 и КМЦ800. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%, хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается.

Основное назначение КМЦ – снижение показателя фильтрации буровых растворов на водной основе, при этом повышается вязкость и структурные характеристики пресных растворов, а в растворах, минерализованных NaCl, наблюдается стабилизационное разжижение. КМЦ неустойчив к действию поливалентных катионов металлов, особенно Mg++. Термоокислительная деструкция полимера начинается при t=130°С, а использование ее в сочетании с модифицированными лигносульфонатами или специальными антиоксидантами позволяет повысить температурный предел применения КМЦ до 180оС, а совместно с ГКЖ – до 180-200оС (для пресных растворов).

Низковязкая полианионная целлюлоза (АкваФло LV,ПАЦ-Н,ПАЦ-В и другие аналоги) –

используется для регулирования фильтрационных свойств. Придает раствору оптимальные структурнореологические свойства и высокую выносящую способность, эффективно регулирует водоотдачу.

Сайпан (Унифлок). Высокомолекулярные акриловые полимеры. Основная функция – снижение фильтрации. Дополнительные функции – стабилизация раствора и флокуляция выбуренной породы. Эффективнны в растворах, как с высоким, так и низким содержанием твёрдой фазы. Образуют прочную глинистую корку по всей поверхности ствола скважины. Эффективно обеспечивают стабильность раствора при высоких температурах (до 230оС) на забое скважины. Водный раствор этих реагентов готовится аналогично приготовлению водного раствора КМЦ (см. выше) из расчёта получения их 0,5÷1% концентрации.

FLODRILL TS 705 - полиакрилат натрия со средней молекулярной массой - порошкообразное вещество светло-желтого цвета, хорошо растворим в воде, мологигроскопичен. Образует тонкую, прочную глинистую корку. Стабилизирует характеристики раствора. Термостоек. Снижает ДНС и СНС полимерглинистого раствора, не оказывая влияния на пластическую вязкость. Обладает выраженной

смазывающей способностью. Ограничения: неэффективен в присутствии ионов Са2+ и Mg 2+

FLODRILL PAM 1040 - высокомолекулярный акриловый полимер с низкой гигроскопичностью. Представляет собой растворимый в воде порошкообразный продукт. Обеспечивает флокуляцию выбуренной породы. Предназначен для стабилизации осыпающихся сланцев и осуществления контроля за вязкостью и водоотдачей раствора. Ввод даже небольших концентраций позволяет значительно повысить вязкость бурового раствора.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Буровые растворы 57

ГКЖ/БСР - применяется в качестве гидрофобизирующей добавки, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор и обеспечивающий вследствие этого сохранение хороших реологических свойств раствора. Придает термостойкость буровому раствору.

Лубриол-смазывающая добавка, используется			главным образом	в сильно	отклоненных
от вертикали скважинах	с высоким давлением	для уменьшения моментных		нагрузок	на бурильную
колонну и сопротивления	срезающему усилию.	Он также	уменьшает вероятность прихвата за счет

перепада давления. Лубриол представляет собой высокоэффективную, экологически чистую, специально разработанную для использования в условиях высоких давлений смазывающую добавку к буровым растворам на основе натуральных масел с добавлением функциональных добавок. Реагент


может	использоваться во всех типах			буровых растворов на водной основе..			Поставляется в
металлических бочках по 200 кг.			Лубриол используется, главным образом,			в сильно		отклоненных
от вертикали скважинах		с высоким	давлением		для уменьшения моментных	нагрузок		на бурильную
колонну	и сопротивления	срезающему		усилию.	Он также уменьшает вероятность		прихвата за счет

перепада давления. Лубриол может использоваться в качестве заменителя дизельного топлива, загрязняющего окружающую среду, и дает буровой раствор со значительно улучшенными показателями смазывающей способности.

ИКД(MC Surf ) – ПАВ оказывает комбинирующее детергирующее и смачивающее действие, используется в качестве ингибитора и противосальниковой добавки.

АкваФло HV (полианионная целлюлоза) – это эффективная добавка для снижения показателя скорости фильтрации для различных буровых растворов на водной основе. АкваФло HV также используется для повышения вязкости буровых растворов в условиях различного химического состава воды.

МСН (метасиликат натрия) – предназначен для предупреждения набухания и гидратации глин.

Микрокальцит, мрамор молотый кислоторастворимый (кальция карбонат) светло-серый, белый фракций МК 50, 80, 100, 160, 300, 500 микрон. Применяется в качестве утяжелителя буровых растворов. Мраморная крошка и молотый мел применяются для приготовления малоглинистых растворов, в качестве утяжелителя и в качестве кольматирующего вещества.

Сайдрилл (ДК-дрилл). Высокомолекулярные частично гидролизованные полиакриламиды. Основная функция – стабилизация осыпающихся аргиллитов и глин. Дополнительные функции – предотвращение диспергирования и флокуляция выбуренной породы, снижение водоотдачи, улучшение смазочных свойств, предотвращение наработки и образования твёрдой глинистой фазы в промывочной жидкости, стабилизация вязкости и реологических свойств раствора. Полностью растворимы в воде, рН 0,5% раствора – 7,4÷7. Технология приготовления водного раствора этих реагентов аналогична приготовлению водного раствора КМЦ (описанному выше) из расчёта получения их 0,5÷1% концентрации.

НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота, SAPP). Эффективный разжижитель буровых растворов. Уменьшает рН, СНС, реологические параметры. Водородный показатель (рН) однопроцентного водного раствора НТФ равен 1,46. НТФ хорошо растворяется в воде. Термостойкость в пределах 180÷200° С. Не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки раствора рекомендуется использовать в виде 1÷10 % водного раствора, который готовится в глиномешалке (гидромешалке), время перемешивания 15 ÷ 20 минут.

Оснопак LV (полианионная целлюлоза) Низковязкая модификация с низкой молекулярной массой. Применяется для снижения водоотдачи как пресных так и соленасыщенных растворов . Практически не влияет на вязкость буровых растворов. Представляет собой водорастворимое порошкообразное вещество белого цвета во влагостойких мешках по 25 кг. Приготовление водного раствора производится с помощью смесителя вакуумного гидравлического (инжектора) при скорости ввода 10-15мин. на мешок до концетрации 1,5÷5 кг/м3

На применение химических реагентов Заказчиком должно быть получено разрешение Ростехнадзора в соответствии с РД 153-39-026-97 “Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли” (письмо № 10-01/602 от 14.06.2002 г., Госгортехнадзора России).

Обработка бурового раствора определяется геологическими условиями бурения, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, требованиями к буровому раствору – обеспечение эффективности вскрытия продуктивного пласта, безаварийной проводки скважин и малой экологической опасности раствора для окружающей природной среды.

В качестве резервного варианта при бурении применяют другие рецептуры бурового раствора, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивного пласта (при выполнении п.2.7.3 “Правил безопасности”).

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Буровые растворы 58

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин.

Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, фартуками, респираторами и защитными очками.

Химреагенты должны храниться в упаковке, в специально отведённых для них местах на стеллажах и с соответствующими надписями.

7.5 Требования безопасности при работе с химическими реаген-

тами

Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, респираторами и защитными очками.

При работе с КМЦ, Сайпаном, Сайдриллом, ДК-дриллом Росфлоком, AquaFLO LV,

AquaFLO HV, Сервеем FL, крахмалом СКМ, Гамаксаном не требуется каких-либо особых мер предосторожности – при попадании этих реагентов на кожу или в глаза их следует промыть чистой водой. При рассыпании данных химреагентов сначала нужно их собрать, а затем промыть загрязнённый ими участок водой, так как они делают поверхность скользкой.

При работе с кальцинированной содой (Na2СО3) следует соблюдать правила безопасности, как со щелочными реагентами: применять спецодежду и защитные очки. При попадании данных реагентов на кожу или в глаза необходимо промыть поражённый участок большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу), а при попадании в глаза – закапать 2% -ный раствор новокаина или лидокаина, или 0,5%-ный раствор дикаина..

При работе со всеми вышеперечисленными химреагентами требуется постоянно соблюдать обычные меры предосторожности и общепринятые правила личной гигиены.

Рабочее место необходимо постоянно содержать в чистоте и не загромождать ненужными предметами.

По окончании работ с химреагентами необходимо:

средства индивидуальной защиты (за исключением респиратора) промыть водой с мылом;

вымыть руки и лицо тёплой водой с мылом и прополоскать рот.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 7.2 - Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов

Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора

Интервал,					Смена
	м			Плотность	Смена
	м				раствора
					раствора
от		до	Название (тип)	раствора,	для буре-
от		до	Название (тип)	3	для буре-
(верх)		(низ)	раствора	г/см	ния ин-
(верх)		(низ)			тервала
					тервала
					(ДА. НЕТ)

1	0	30	Полимер - гли-	1,16	ДА
			нистый

2	30 710	Полимер - гли-	1,16	НЕТ
		нистый

			Содержание			Содержание
			вещества в	Влаж-		Содержание
			вещества в			компонента
	Название компонента	Плотность,	товарном		Сорт	компонента
		г/см3	продукте	ность,		в буровом
			(жидкости),	%		растворе,
			%			т/м3
			%

Глинопорошок		2,13	90-94	2	2	0,08

Сода кальцинирован-		2,53	93	5	4	0,0015
наяNa2CO3		2,53	93	5	4	0,0015
наяNa2CO3
Сода каустическая		2,60	97	5	3	0,0015

Мрамор молотый		2,71	-	10	-	0,15

Бентонитовый глинопоро-		2,6	90-94	2	2	0,08
шок (ПБМА)		2,6	90-94	2	2	0,08
шок (ПБМА)
						0,0009
	Унифлок					0,0009

Na2CО3		2,53	93	5	4	0,0015

NаОН		2,6	97	5	3	0,0015

Лубриол		1,12	-	10-12	-	0,0137

Фло Дрилл ТС						0,0015

Фло Дрилл ПАМ						0,0015

ИКД						0,0018

Мрамор молотый		2,71	-	10	-	0,150

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609


	Интервал,				Смена			Содержание			Содержание
	м				Смена			Содержание
Номер интервала с				Плотность	раствора			вещества в	Влаж-

											компонента
одинаковым доле-	от	до	Название (тип)	раствора,	для буре-	Название компонента	Плотность,	товарном		Сорт	компонента
	от	до		3					ность,		в буровом
вым составом бу-	(верх)	(низ)	раствора	г/см	ния ин-		г/см3	продукте	%		в буровом
рового раствора					тервала			(жидкости),	%		растворе,
рового раствора					тервала			%			т/м3
					(ДА. НЕТ)			%

3(пилотный)	710	3372	Полимер - гли-	1,10	ДА	Бентонитовый глинопоро-	2,6	90-94	2	2	0,08
			нистый			шок (ПБМА)
4(эксплуатационная)	2501	3135				Сода каустическая	2,6	97	5	3	0,0015

						АкваФЛО ЛВ					0,0008

						АкваФЛО ХВ					0,0008

						КМЦ-9н/ПАЦ-н					0,0029

											0,0009
						Унифлок					0,0009

						ГКЖ					0,0036

						ИКД					0,0009

						МСН					0,002

						Лубриол	1,12	-	10-12	-	0,0137

						Фло Дрил ТС					0,0015

						Фло Дрил ПАМ					0,0015

						Мрамор молотый	2,71		10		0,0816

5(хвостовик)	3135	4332	Биополимерный	1,10		полидис	-	-	-	-	0,03
			безглинистый
			безглинистый								0,001
			ингибированный			Гаммаксан	-	-	-	-	0,001

						Сода кальцинирован-	2,53	93	5	4	0,002
						наяNa2CO3	2,53	93	5	4	0,002
						наяNa2CO3
						NaOH	2,6	97	5	3	0,003

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора

Интервал,					Смена
	м			Плотность	Смена
	м				раствора
					раствора
от		до	Название (тип)	раствора,	для буре-
от		до	Название (тип)	3	для буре-
(верх)		(низ)	раствора	г/см	ния ин-
(верх)		(низ)			тервала
					тервала
					(ДА. НЕТ)

		Содержание			Содержание
		Содержание
		вещества в	Влаж-
		вещества в			компонента
Название компонента	Плотность,	товарном		Сорт	компонента
	г/см3	продукте	ность,		в буровом
		(жидкости),	%		растворе,
		%			т/м3
		%

Пента-465	1,5	98	5	2	0,001

ЛПЭ-32	-	-	-	-	0,001

Смазка ФК-2000(Лубриол)	1,12	-	10-12	-	0,015

Ингибитор БСР	-	-	-	-	0,005

KCL	2,1	-	11-15	-	0,12

графит	2	95	-	2	0,015

Мрамор молотый	2,71	-	10	-	0,082

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

Том 5.7 Буровые растворы 62

			поверх-			Нормы расхода
Интервал,						бурового рас-							3
Интервал,						твора, м3/м и его				Потребность бурового раствора, м и
	м			Название (тип) бурового		компонентов,т/м3					его компонентов, т
			на	раствора и его компонен-		в интервале
				раствора и его компонен-
					тов	величина
			раствора		тов		источник	нормы	-коный эффици-	на исход-	на буре-	суммарная
			раствора				источник	нормы	-коный эффици-

от		до								ный объ-	ние ин-	в интер-	на запас
										ем	тервала	вале

0		30	1	Полимерглинистый		0.39				50	11.7	61.7

				Глинопорошок		0.08				4.0	0.94	4.94
				Глинопорошок

				Сода кальцинирован-		0.0015				0.1	0.02	0.12
				наяNa2CO3			месторожденияхна
				Глинопорошок		0.08	месторожденияхна			0.1	11.97	11.97	10.04
				Сода каустическая		0.0015				0.1	0.02	0.12
				Мрамор молотый		0.15				7.5	1.76	9.26
30		710	1	Полимерглинистый		0,22				32.2	149.6	181.8	125.5
						0,22
							скважин
					кальцинированная-	0.0009				0.03	0.13	0.16	0.11
				Сода	кальцинированная-
				Унифлок

				яNa2CO3		0.0015	строительствадляхимреагентов	»-«ЮганскнефтегазРНООО			0.22	0.22	0.19
							строительствадляхимреагентов	»-«ЮганскнефтегазРНООО

				Сода каустическая		0.0015					0.22	0.22	0.19

				Лубриол		0.0137				0.44	2.05	2.49	1.72

				Фло Дрил ТС		0.0015				0.05	0.22	0.27	0.19

				Фло Дрил ПАМ		0.0015				0.05	0.22	0.27	0.19

				ИКД		0.0018				0.06	0.27	0.33	0.23

				Мрамор молотый		0.15					22.44	22.44	18.83
							расхода
710		3372	1	Полимерглинистый		0.12	расхода			59.6	33.7	93.3	302.7
710		3372	1	Полимерглинистый		0.12				59.6	33.7	93.3	302.7

				Глинопорошок		0.08				4.77	6.09	10.86	22.48
							нормы
				Сода каустическая		0.0015	нормы				0.11	0.11	0.42
				Сода каустическая		0.0015					0.11	0.11	0.42

				АкваФЛО ЛВ		0.0008	Временные			0.05	0.06	0.11	0.22

				КМЦ-9н/ПАЦ-н		0.0029				0.17	0.22	0.39	0.81
				АкваФЛО ХВ		0.0008				0.05	0.06	0.11	0.22

						0.0009					0.07	0.07	0.25
				Унифлок		0.0009					0.07	0.07	0.25

				ГКЖ		0.0036				0.21	0.27	0.48	1.01

				ИКД		0.0009					0.07	0.07	0.25


СамараНИПИнефть						609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7					Буровые растворы							63

		поверх-			Нормы расхода
Интервал,					бурового рас-							3
Интервал,					твора, м3/м и его				Потребность бурового раствора, м и
м			Название (тип) бурового		компонентов,т/м3					его компонентов, т
		на	раствора и его компонен-		в интервале
			раствора и его компонен-
				тов	величина
		раствора		тов		источник	нормы	-коный эффици-	на исход-	на буре-	суммарная
		раствора				источник	нормы	-коный эффици-

от	до								ный объ-	ние ин-	в интер-	на запас
									ем	тервала	вале

			МСН		0.002				0.12	0.15	0.27	0.56

			Лубриол		0.0137				0.82	1.04	1.86	3.85

			Фло Дрил ТС		0.0015					0.11	0.11	0.42

			Фло Дрил ПАМ		0.0015					0.11	0.11	0.42

			Мрамор молотый		0.114				4.86	6.21	11.07	22.93

2501	3135	1	Полимерглинистый		0.12				125.1	76.1	201.2	281.0

			Глинопорошок		0.08	месторожденияхна				6.09	6.09	22.48

			Сода каустическая		0.0015					0.11	0.11	0.42
			Сода каустическая		0.0015					0.11	0.11	0.42

			АкваФЛО ЛВ		0.0008					0.06	0.06	0.22

			АкваФЛО ХВ		0.0008					0.06	0.06	0.22

			КМЦ-9н/ПАЦ-н		0.0029	скважин				0.22	0.22	0.81

					0.0009					0.07	0.07	0.25
			Унифлок
			Унифлок
						строительствадляхимреагентов	»-«ЮганскнефтегазРНООО
			ГКЖ		0.0036	строительствадляхимреагентов	»-«ЮганскнефтегазРНООО			0.27	0.27	1.01
			ГКЖ		0.0036					0.27	0.27	1.01

			ИКД		0.0009					0.07	0.07	0.25

			МСН		0.002					0.15	0.15	0.56

			Лубриол		0.0137					1.04	1.04	3.85

			Фло Дрил ТС		0.0015					0.11	0.11	0.42

			Фло Дрил ПАМ		0.0015					0.11	0.11	0.42

			Мрамор молотый		0.114					6.21	6.21	22.93
						расхода
			полидис		0.03	расхода			2.78	1.797	4.577	4.467
3135 4332		1	Ингибированный биополи-		0.05				92.7	59.9	152.6	148.9
			мерный
						нормы
			Гаммаксан		0.001	нормы			0.09	0.060	0.150	0.149
			Гаммаксан		0.001				0.09	0.060	0.150	0.149

			Сода кальцинирован-		0.002	Временные			0.19	0.120	0.310	0.298
			наяNa2CO3			Временные


			NaOH		0.003				0.28	0.180	0.460	0.447

			Пента-465		0.001				0.09	0.060	0.150	0.149

			ЛПЭ-32		0.001				0.09	0.060	0.150	0.149


СамараНИПИнефть					609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7				Буровые растворы						64

		поверх-		Нормы расхода
Интервал,				бурового рас-						3
Интервал,				твора, м3/м и его			Потребность бурового раствора, м и
м			Название (тип) бурового	компонентов,т/м3				его компонентов, т
		на	раствора и его компонен-	в интервале
			раствора и его компонен-
			тов	величина
		раствора	тов		источник нормы	-коный эффици-	на исход-	на буре-	суммарная
		раствора			источник нормы	-коный эффици-

от	до						ный объ-	ние ин-	в интер-	на запас
							ем	тервала	вале

			Смазка ФК-2000(Лубриол)	0.015			1.39	0.899	2.289	2.234

			Ингибитор БСР	0.005			0.46	0.300	0.760	0.745

			KCL	0.12			11.12	7.188	18.308	17.868

			графит	0.015			1.39	0.899	2.289	2.234

			Мрамор молотый	0.082			7.60	4.912	12.512	12.210

Примечания:

1. Источник нормы - СНиП VI-2-82, табл.49-410

2. Расчет количества химреагентов на запас произведен исходя из двойного объема скважины в соответствии с Инструкцией по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. М.1999г

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 7.4 - Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при разбуривании цементных стаканов

Номер		Номер раз-				Характеристика компонента				Норма
Номер		дельно								Норма
колонны		дельно	Номер	Название компонен-						расхода
колонны		спускаемой	Номер					содержание		расхода
в по-	Название колон-	спускаемой	ступени					содержание		на обра-	Количество,
рядке	ны	части ко-	цементи	тов для обработки	плотность,			вещества в		3	т
рядке	ны	лонны в	цементи	раствора	плотность,		влажность,%	товарном	сорт	ботку 1 м	т
спуска		лонны в	рования	раствора	кг/м3		влажность,%	товарном	сорт	раствора
		порядке						продукте		т/м3
		спуска						(жидкости), %

1	Направление	1	1	Двууглекислый натрий	2,16		10	98	1	0,0007	0,002
1	Направление	1	1	(NaHCO3)	2,16		10	98	1	0,0007
				(NaHCO3)
2	Кондуктор	1	1	Двууглекислый натрий	2,16		10	98	1	0,0007	0,021
2	Кондуктор	1	1	(NaHCO3)	2,16		10	98	1	0,0007
				(NaHCO3)
3	Эксплуатационная	1	1	Двууглекислый натрий	2,16		10	98	1	0,0007	0,044
3	колонна	1	1	(NaHCO3)	2,16		10	98	1	0,0007
	колонна			(NaHCO3)

Примечания: Количество двууглекислого натрия рассчитано исходя из норм расхода на обработку раствора при приготовлении в объеме скважины при рассматриваемом забое.

Таблица 7.5 - Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при спуске обсадных колон

				Характеристика компонента
Номер		Название компонен-					Норма расхода
Номер					содержание		Норма расхода	Количе-
колонны					содержание		на обработку
колонны	Название колонны	тов для обработки			вещества в то-		на обработку
в порядке	Название колонны	тов для обработки	плотность,		вещества в то-		1 м3 раствора,	ство, т
спуска		раствора	г/см3	влажности, %	варном продук-	сорт	т/м3
					те (жидкости),
					%

1	Направление	Графит	0,8	-	100	-	0,01	0,05

2	Кондуктор	Графит	0,8	-	100	-	0,01	0,63

3	Эксплуатационная	Графит	0,8	-	100	-	0,01	1,41
		Графит

4	Хвостовик	Графит	0,8	-	100	-	0,01	0,87

Примечание - Объем смазывающих добавок рассчитан исходя из норм расхода на обработку раствора при приготовлении в объеме скважины при рассматриваемом забое.

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 7.6 - Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Название компонентов бу-	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и			Потребность компонентов бурового раствора, т
Название компонентов бу-	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и		Номер колонны					суммарная на
рового раствора	т.д. на изготовление		Номер колонны					суммарная на	на запас
рового раствора	т.д. на изготовление	1	2		3	пилот	4	скважину	на запас
		1	2		3	пилот	4	скважину
		ОСНОВНАЯ РЕЦЕПТУРА
Глинопорошок	ТУ 2458-001-4972578-98(ТУ	4.94	11.97		6.09	10.86		33.86	55.00
	9146-224-00147001-2000)
Сода кальцинирован-	ГОСТ 5100-85Е	0.12	0.22				0.31	0.65	0.49
наяNa2CO3	ГОСТ 5100-85Е
Сода каустическая	ГОСТ 2263-79	0.12	0.22		0.11	0.11	0.46	1.02	1.50
Сода каустическая	ГОСТ 2263-79
Лубриол	ТУ 9146-224-00147001-2000		2.49		1.04	1.86	2.289	7.68	11.65
Лубриол	ТУ 9146-224-00147001-2000
Мрамор молотый	ТУ6-18-26-78	9.26	22.44		6.21	11.07	12.512	61.49	78.55
Мрамор молотый	ТУ6-18-26-78
			0.16		0.07	0.07		0.30	0.61
Унифлок			0.16		0.07	0.07		0.30	0.61
Унифлок
Фло Дрил ТС			0.27		0.11	0.11		0.49	1.03
Фло Дрил ТС
Фло Дрил ПАМ			0.27		0.11	0.11		0.49	1.03
Фло Дрил ПАМ
ИКД			0.33		0.07	0.07		0.47	0.50
ИКД
ГКЖ					0.27	0.48		0.75	2.25
ГКЖ
МСН					0.15	0.27		0.42	0.56
МСН
АкваФЛО ЛВ	ТУ 2458-001-4972578-98(ТУ
	9146-224-00147001-2000)
АкваФЛО ХВ	ГОСТ 5100-85Е				0.06	0.11		0.17	0.22
АкваФЛО ХВ	ГОСТ 5100-85Е
КМЦ-9н/ПАЦ-н	ГОСТ 2263-79				0.06	0.11		0.17	0.22
КМЦ-9н/ПАЦ-н	ГОСТ 2263-79
полидис	Импорт				0.22	0.39		0.61	1.62
полидис	Импорт
Гаммаксан	ТУ 2458-002-50635131-2003, с						4.577	4.58	4.467
	изм. №№ 1-6
Пента-465	ТУ 2257-001-40245042-98						0.15	0.15	0.149
Пента-465	ТУ 2257-001-40245042-98
ЛПЭ-32							0.15	0.15	0.149
ЛПЭ-32
Ингибитор БСР	Импорт						0.15	0.15	0.149
Ингибитор БСР	Импорт
KCL							0.76	0.76	0.745
KCL

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B										7.5Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	графит	ГОСТ 5279-74					18.308	18.31	17.868	7.5Том
							18.308	18.31	17.868

			РЕЦЕПТУРА №2
	Глинопорошок		4.94	11.97	10.01	30.32		57.24	57.62
	Глинопорошок
	Сода кальцинирован-		0.10	0.08	0.07	0.21		0.46	0.41
	наяNa2CO3
	Сода каустическая		0.10	0.05	0.04	0.05		0.24	0.26
	Сода каустическая
	МД		0.04	0.27	0.19	0.57		1.07	1.07
	МД
	Мрамор молотый		9.26	22.44	10.21	22.44	рецептуру	64.35	68.11
	Мрамор молотый
	Ньюдрил			0.23	0.16	0.50		0.89	0.92
				0.23	0.16	0.50		0.89	0.92

	Ньютрол			0.22	0.15	0.45		0.82	0.85
	Ньютрол
ИОСБ07--00-00.609	Нью-Син			0.28	0.20	0.28	.основнуюСм	0.76	1.11	растворыБуровые
ИОСБ07--00-00.609							.основнуюСм			растворыБуровые

	Ксантовая смола			0.04	0.03	0.04		0.11	0.16
	Ксантовая смола
	Био-Лос			0.06	0.04	0.06		0.16	0.24
	Био-Лос
	Бикарбонат Натрия			0.12	0.24	0.12		0.48	0.45
	Бикарбонат Натрия

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 7.7 - Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

БУ 3000 ЭУК-1М

Название	Шифр	ГОСТ, ОСТ, МРТУ,ТУ	Количество,	Интервал, м
Название	Шифр	ГОСТ, ОСТ, МРТУ,ТУ	шт	от (верх)	до (низ)
			шт	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
Циркуляционная система	ЦСЗ-3000ЭУК-01	ТУ 26-02-914-81	1	0	4332
Циркуляционная система	СВ1ЛМ	ТУ 39-00147001-145-96
	СВ1ЛМ	ТУ 39-00147001-145-96
Сито вибрационное (входит в комплект ЦС)	(Derrick -58, MI-Swaco)	(Зарубежное производство)	2	0	4332
Сито вибрационное (входит в комплект ЦС)	(ВС-1)	(ТУ 39-01-08-416-078)
	(ВС-1)	(ТУ 39-01-08-416-078)
Пескоотделитель гидроциклонный (входит в ком-	ГЦК-360М (ГЦК-400М)	ТУ 3661-214-00217461-90	2	0	4332
плект ЦС)	(ПГ-50)	(ТУ 26-02-1079-89)
Илоотделитель (входит в комплект ЦС)	ИГ-45М	ТУ 26-02-982-84	1	710	4332
Илоотделитель (входит в комплект ЦС)	ОГШ-50	ТУ 3666120-229-00147001-01	1	710	4332
	ОГШ-50	ТУ 3666120-229-00147001-01	1	710	4332
	(ОГС-352К-02 Полёт)	(ТУ 51330-099-0100000102)	2
Центрифуга	(Derrick DE -1000 FHD	Зарубежное производство
	«MI-Swaco-518»)
Гидромешалка (глиномешалка)	ГДМ -1 (МГТ 2-4)	ТУ 39-01-396-78	1	0	4332
Смеситель вакуумный гидравлический (инжек.)	СГВ – 100	ТУ 366127-006-10147164-02
Шнековый конвейер			1	0	4332
(шнековый транспортёр)	КШ 40/12	ТУ 3661-004-00136627-00	1	0	4332
Перемешиватель лопастной (в комплекте ЦС)	(ТШ 40/12)	(НЮ 2101.077.00000 СБ)
Перемешиватель гидравлический (в комплекте	ПЛМ	ТУ 366127-002-10147164-02	12	0	4332
ЦС)	ПГМ	ТУ 366127-054-10147164-02	8	0	4332
Дегазатор вакуумный самовсасывающий	« Каскад-40-02»	ТУ 366127-143-10147164-02	1	0	4332
Дегазатор вакуумный самовсасывающий	(« Каскад-40М», ДВС-3)	(ТУ 39-00147001-143-96)
	(« Каскад-40М», ДВС-3)	(ТУ 39-00147001-143-96)

Примечания 1 Система циркуляции емкостная. Полезный объём циркуляционной системы – 120м3

2 В соответствии с требованием пункта 2.5.14. « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [3] буровая установка укомплектовывается градуированной мерной ёмкостью, оснащённой уровнемером, для контролируемого долива скважины

3 Используемое в системе очистки буровых растворов оборудование и технические устройства согласно требованиям пунктов 1.2.19., 1.2.20. и 1.2.23. « Правил безопасности …» [3] должны иметь сертификаты на соответствие требованиям промышленной безопасности, выданные Федеральной службой по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору.

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

«IRI 1700/270 E

				Применяется при
		ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ, ТУ и т.п.	Количество,	бурении в интерва-
Наименование	Типоразмер или шифр	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ, ТУ и т.п.	Количество,	ле (по стволу), м
		на изготовление	шт.
		на изготовление	шт.	от	до (низ)
				от
				(верх)
				(верх)
1	2	3	4	5	6
Циркуляционная система		Зарубежное производство	1	0	4332

Сито вибрационное (входит в комплект ЦС)	КТЬ 48 А (Kem-tron)	Зарубежное производство	3	0	4332

Пескоотделитель гидроциклонный (в комплекте ЦС)	КТЛ^Р-212 (Kem-tron)	Зарубежное производство	2	0	4332

Центробежный насос для ситогидроциклонной установки	КТСР-65 „HALKO" (Kem-	Зарубежное производство	1	0	4332
(СГУ)	tron)
Илоотделитель (входит в комплект ЦС)	КТ -DSL-16-240 (Kem-	Зарубежное производство	1	710	4332
Илоотделитель (входит в комплект ЦС)	tron)	Зарубежное производство	1	710	4332
	tron)
Центрифуга	КТ-1448 (Kem-tron)	Зарубежное производство	2	710	4332

Винтовой насос подачи на центрифугу	КТРС-1500М (Kem-tron)	Зарубежное производство	2	0	4332

Гидромешалка (глиномешалка)	ГДМ -1 (МГТ 2-4)	ТУ 39-01-396-78	1	0	4332

Смеситель вакуумный гидравлический (инжектор)	СГВ - 100	ТУ 366127-006-10147164-02	1	0	4332

Диспергатор циклонный шаровой	ДШ - 100М	ТУ 366127-045-10147164-02	1	0	4332

Перемешиватель лопастной (входит в комплект ЦС)	ПЛМ	ТУ 366127-002-10147164-02	14	0	4332

Перемешиватель гидравлический (в комплекте ЦС)	ПГМ	ТУ 366127-054-10147164-02	18	0	4332

Дегазатор вакуумный самовсасывающий	« Каскад-40-02» (« Каскад-	ТУ 366127-143-10147164-02 (ТУ	1	-	-
Дегазатор вакуумный самовсасывающий	40М», ДВС-3)	39-00147001-143-96)	1	-	-
	40М», ДВС-3)	39-00147001-143-96)

Примечания

1Система циркуляции емкостная. Полезный объём циркуляционной системы -250м3

2В соответствии с требованием пункта 2.5.14. « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [3] буровая установка укомплектовывается градуированной мерной ёмкостью, оснащённой уровнемером, для контролируемого долива скважины.

3Используемое в системе очистки буровых растворов оборудование и технические устройства согласно требованиям пунктов 1.2.19., 1.2.20. и

1.2.23.« Правил безопасности ...» [3] должны иметь сертификаты на соответствие требованиям промышленной безопасности, выданные Федеральной службой по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

БУ 4500/270 ЭК-БМ

		ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ, ТУ	Количество,	Применяется при бурении
Наименование	Типоразмер или шифр	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ, ТУ	Количество,	в интервале(по стволу), м
		и т.п. на изготовление	шт.
		и т.п. на изготовление	шт.	От (верх)	до (низ)
				От (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
Циркуляционная система	ЦС-БМ-БА-4500 ДЭП-3	ТУ 366121-914-10147164-01	1	0	4332
Сито вибрационное (входит в комплект ЦС)	ВМ-3 Полёт (СВ1 ЛМ)	ТУ 3900147001-145-96	3	0	4332
Пескоотделитель гидроциклонный	ГЦК-400М	ТУ 3661-214-00217461-90	2	0	4332
(входит в комплект ЦС)	(ГЦК-360М)	(ТУ 366-214-00217461-90)
Илоотделитель (входит в комплект ЦС)	ИГ-45М	ТУ 26-02-982-84	1	710	4332
Центрифуга	Derrick DE -1000 FHD	Зарубежное производство	2	710	4332
Центрифуга	(ОГС-352К-02 Полёт)	(ТУ 51330-099-01000001-02)
	(ОГС-352К-02 Полёт)	(ТУ 51330-099-01000001-02)
Шнековый конвейер	КШ 40/12	ТУ 3661-004-00136627-00	1	0	4332
(шнековый транспортёр)	(ТШ 40/12)	(НЮ 2101.077.00000 СБ)
Гидромешалка (глиномешалка)	ГДМ -1 (МГТ 2-4)	ТУ 39-01-396-78	1	0	4332
Смеситель вакуумный гидравлический (инжектор)	СГВ - 100	ТУ 366127-006-10147164-02	1	0	4332
Диспергатор циклонный шаровой	ДШ - 100М	ТУ 366127-045-10147164-02	1	0	4332
Перемешиватель лопастной (входит в комплект	ПЛМ	ТУ 366127-002-10147164-02	14	0	4332
ЦС)	ПЛМ	ТУ 366127-002-10147164-02	14	0	4332
ЦС)
Перемешиватель гидравлический (в комплекте ЦС)	ПГМ	ТУ 366127-054-10147164-02	18	0	4332
Дегазатор вакуумный самовсасывающий	« Каскад-40-02»	ТУ 366127-143-10147164-02	1	-	-
Дегазатор вакуумный самовсасывающий	(« Каскад-40М», ДВС-3)	(ТУ 39-00147001-143-96)
	(« Каскад-40М», ДВС-3)	(ТУ 39-00147001-143-96)
Примечания
1 Система циркуляции емкостная. Полезный объём циркуляционной системы – 250 м3
2 В соответствии с требованием пункта 2.5.14. « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [3]				буровая установка укомплек-
товывается градуированной мерной ёмкостью, оснащённой уровнемером, для контролируемого долива скважины.

3 Используемое в системе очистки буровых растворов оборудование и технические устройства согласно требованиям пунктов 1.2.19., 1.2.20 и 1.2.23. « Правил безопасности ...» [ 3 ] должны иметь сертификаты на соответствие требованиям промышленной безопасности, выданные Федеральной службой по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

Том 5.7 Буровые растворы 71

7.6 Контроль параметров бурового раствора

Контроль параметров бурового раствора осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов.

Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные – плотномер ВРП-1; ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров – с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2, стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, изложенной в РД с использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика, в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора рекомендует использование установки УСР-1.

Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Буровые растворы 72

7.7 Очистка бурового раствора

Технология очистки неутяжелённого бурового раствора по четырёхступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающий в себя грубую очистку (от шлама) на виброситах, тонкую очистку (песко- и илоотделение) – на гидроциклонных установках и удаление коллоидных частиц на центрифуге. Методом четырёхступенчатой очистки достигается удаление частиц выбуренной породы размерами более 0,005мм.

Система очистки бурового раствора включает два высокоскоростных вибросита, две гидроциклонные установки, илоотделитель, центрифугу, а также дегазатор бурового раствора.

Очистка осуществляется по следующей принципиальной схеме (см. рис.7.1.).

Буровой раствор, содержащий выбуренную горную породу, после выхода из скважины по линии R1, подвергается на первой ступени грубой очистке виброситами. Очищенный на виброситах раствор самотёком попадает в ёмкость, откуда центробежным насосом по линии R2 подаётся для очистки на блок гидроциклонов, где из раствора удаляются частицы породы размером более 0,7мм. После очистки на гидроциклонных пескоотделительных установках буровой раствор по линии R3 направляется в блок емкостей. Из ёмкости центробежным насосом по линии R4 раствор подаётся для очистки на илоотделитель, где из раствора удаляются частицы размером более 0,05мм, после чего раствор по линии R5 возвращается в блок емкостей. Из последней ёмкости блока емкостей буровой раствор с помощью насоса по линии R6 подаётся на центрифугу, где из раствора удаляются частицы размером более 0,005мм, после этого раствор по линии R7 возвращается в блок емкостей. Очищенная промывочная жидкость буровыми насосами по линии манифольда (М) подаётся в скважину. Выбуренная порода с вибросит, пульпа с гидроциклонов и илоотделителя, и с центрифуги по линиям R8, R9, R10, R11 поступают в шнековый транспортёр, а затем – в шламовый амбар.

Эффективность работы гидроциклонных установок песко и илоотделителя зависит от давления жидкости на входе в гидроциклон. Уменьшение давления ниже 0,2 МПа значительно ухудшает работу гидроциклона. Давление выше 0,4 МПа увеличивает износ установок и снижает эффективность очистки раствора из-за повышенной турбулизации потока жидкости. Контроль за давлением ведётся по имеющимся на гидроциклонных установках манометрам.

В случае необходимости дегазации бурового раствора используется имеющийся на буровой установке дегазатор, например, « Каскад-40М», « Каскад-40-02», ДВС-3 отечественного производства или Vacu-Flo (Mod.1000) зарубежного производства.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

7.5 Том

07-ИОС-00-00.Б609

растворы Буровые

Рисунок 7.1 - Принципиальная схема системы очистки бурового раствора

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

7.8 Расход технической воды на проводку скважины и испытание (освоение)

Таблица 7.8 - Расчет расхода технической воды на проводку скважины и испытание (освоение) объекта

							Диаметр обсадной колонны, мм
Название технологи-	Норма		324			245		пилотный ствол			178			114
	расхода,		324			245		пилотный ствол			178			114
	расхода,
ческого процесса	м3/сут.
ческого процесса	м3/сут.	сут.		расход, м3	сут.		расход, м3	сут.	расход, м3	сут.		расход, м3	сут.		расход, м3
		сут.		расход, м3	сут.		расход, м3	сут.	расход, м3	сут.		расход, м3	сут.		расход, м3

Бурение	900
под обсадную колонну	72	0,5		36	2,6		187,2	10,5	756	4,3		309,6	8,0		576
под обсадную колонну	72
Крепление скважины	72	0,9		64,8	5,0		360	3,3	237,6	8,5		612	9,3		669,6
Крепление скважины	72
Подготовительные ра-	43												4,00		172
боты к бурению	43
боты к бурению
Испытание в пилотном	20												-		-
стволе	20
стволе
Испытание в эксплуа-	20												7,76		155,2
тационной колонне	20
тационной колонне
Расход воды на сква-													64,76		4136
жину, всего:
Расход воды на сква-															63,87
жину в сутки

7.5 Том

растворы Буровые

vk.com/club152685050

Том 5.7 Углубление скважины 75

8 Углубление скважины

8.1 Способы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК

В таблице 8.1 приведены способы и основные параметры углубления скважины, расчет количества породоразрушающего инструмента и времени механического бурения скважины. В таблицах 8.2-8.7 приведены компоновки бурильных колонн по интервалам бурения, расчет бурильных колонн на прочность, расчет центрирующих и калибрующих элементов и расчет промывки скважины и вес компоновки бурильных труб для транспортировки.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 8.1 - Способы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК

Интервал, м						Режимы бурения					Скорость вы-
				Условный							Скорость вы-
		Вид технологической опера-	Способ	Условный	осевая нагруз-	скорость	скорость	расход бу-			полнения тех-
		Вид технологической опера-	Способ	номер		скорость	скорость				полнения тех-
от	до	ции	бурения	номер		вращения	вращения				нологической
от	до	ции	бурения	КНБК	ка на долото,	вращения	вращения	рового рас-			нологической
(верх)	(низ)			КНБК	ка на долото,	ротора,	СВП,	рового рас-			операции, м/ч
(верх)	(низ)				тс	ротора,	СВП,	твора, л/с			операции, м/ч
					тс	об/мин	об/мин	твора, л/с
						об/мин	об/мин
			Ротор
0	30	Бурение под направление	Ротор	1	Вес инструмента	40-60	-		38,8		100


0	30	Проработка ствола скважины	Ротор	1	Вес инструмента	40-60	-		38,8		100
0	30	Проработка ствола скважины		1	Вес инструмента	40-60	-

		разбуривание цементного стака-
25	30	разбуривание цементного стака-	ВЗД	2	Вес инструмента	-	-		38,8		100
		на
Бурение под кондуктор

						Проворот на
30	710	Бурение под кондуктор:	Турбобур	3	5-7	90º каждые	-		33,4		80
						1-3 м
		проработка ствола скважины				Проворот на
30	710	проработка ствола скважины	Турбобур	3	2-3	90º каждые	-		33,4		80
		перед спуском кондуктора				1-3 м
						1-3 м
		разбуривание цементного стака-
700	710	разбуривание цементного стака-	Турбобур	4	3-4		-		33,4		80
		на
Бурение пилотного ствола
			Турбобур			Проворот на
710	1400	вертикальный участок		5	7-10	90º каждые	-		23,4		40
						1-3 м

1400	1661	бурение с набором угла	ВЗД	6	5-7		-		23,4		40


1661	2501	бурение, стабилизация угла	ВЗД	7	7-10		6-8		23,4		40


2501	2600	бурение с набором угла	ВЗД	6	5-7		-		23,4		40


2600	3372	бурение, стабилизация угла	ВЗД	7	7-10		6-8		23,4		40


2491	2501	разбуривание цементного моста	ВЗД	4	3-4		-		23,4		40

Бурение под эксплутационную колонну

2501	2808	стабилизация угла	ВЗД	7	7-10		6-8				40
2501	2808	стабилизация угла	ВЗД	7	7-10		6-8			23,4	40

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Интервал, м											Режимы бурения						Скорость вы-
							Условный										Скорость вы-
			Вид технологической опера-		Способ		Условный			осевая нагруз-	скорость	скорость		расход бу-			полнения тех-
			Вид технологической опера-		Способ		номер				скорость	скорость					полнения тех-
от		до	ции		бурения		номер				вращения	вращения					нологической
от		до					КНБК			ка на долото,	вращения	вращения		рового рас-
(верх)	(низ)										ротора,	СВП,
																	операции, м/ч
										тс				твора, л/с			операции, м/ч
										тс	об/мин	об/мин		твора, л/с
											об/мин	об/мин
2808	3034		бурение, набор угла		ВЗД		6			5-7		-						40
2808	3034		бурение, набор угла		ВЗД		6			5-7		-			23,4			40

3034	3135		бурение, стабилизация угла		ВЗД		7			7-10		6-8						40
3034	3135		бурение, стабилизация угла		ВЗД		7			7-10		6-8			23,4			40

			проработка ствола скважины пе-		ВЗД
710	3135		проработка ствола скважины пе-		ВЗД		7			2-3		6-8			23,4			40
710	3135		ред спуском эксплуатационной				7			2-3		6-8			23,4			40
			ред спуском эксплуатационной
3115	3135		разбуривание цементного стака-		ВЗД		8			3-4		-						40
3115	3135		разбуривание цементного стака-		ВЗД		8			3-4		-			23,4			40
			на
Бурение под горизонтальный ствол

			Бурение под хвостовик:
3135	3282		Бурение под хвостовик:		РУС 475		9			5-7		6-8			16,7		16,70
			стабилизация угла				9								16,7		16,70
			стабилизация угла
3282	3332		бурение, набор угла		РУС 475		10			5,0		-					16,70
3282	3332		бурение, набор угла		РУС 475		10			5,0		-			16,7		16,70

3332	4332				РУС 475					5-7		6-8					16,70
3332	4332		горизонтальный участок		РУС 475			11		5-7		6-8			16,7		16,70

					Совме-
3135	4332		проработка ствола скважины		Совме-			11		2-3		6-8			16,7		25,0
3135	4332		проработка ствола скважины		щенный			11		2-3		6-8			16,7		25,0
					щенный
	Примечания:
	1.	Спуск проверочного шаблона (« колена») длиной 20-30 м							перед спуском 178		мм эксплуатационной		колонны рекомендуется					в случае
		технологической необходимости, вызванной осложненностью ствола скважины.
	2.	Необходимость применения ГУМ		(бурильных		яссов) определяется в каждом					конкретном	случае технологической				службой		бурового
		предприятия
	3.	Подъём бурильного инструмента при наличии сифона или поршневания скважины запрещается.

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	ный		номер						суммар-	суммар-
		8.2 Компоновка низа бурильной колонны
	Таблица 8.2 – Компоновка низа бурильной колонны

					Элементы КНБК (до бурильных труб)
	Услов-
	Услов-				расстояние	техническая характеристика
						техническая характеристика

	номер		по по-	типоразмер, шифр	от забоя до	наружный			ная длина	ная масса	Примечания
	КНБК		рядку		места уста-	диаметр,	длина, м	масса, т	КНБК, м	КНБК, т
	КНБК		рядку		новки, м	диаметр,	длина, м	масса, т	КНБК, м	КНБК, т
					новки, м	мм
						мм

			1	393,7 V-C11-R701	0	393,7	0,53	0,41	0,53	0,41	Бурение под
	1		2	УБТ 203	0,53	203,0	24	4.63	24.53	5.04	направление 0-30
			2	УБТ 203	0,53	203,0	24	4.63	24.53	5.04	м
	2		1	295,3 V-54X	0	295,3	0,43	0,0888	0,43	0,09	Разбуривание цем
											стакана
			2	Д1-240(ДРУ-240)	0,39	240,0	6,93	1,56	7,36	1,65


.Б609
			1	БИТ 295,3(295,3 V-54X-							Бурение под кон-
			1	R175,PDC)	0	295.3	0.39	0.08	0.39	0.08	Бурение под кон-
07-ИОС-00-00											дуктор
			2	8К 295,3 СТ	0.39	295.3	0.88	0.28	1.27	0.36	дуктор
			2	8К 295,3 СТ	0.39	295.3	0.88	0.28	1.27	0.36	вертикальный
											вертикальный
	3		3	ДР 240	1.27	240.0	8.16	2.04	9.43	2.40	участок
	3		4	Упругий центратор ЦУ 295	9.43	280.0	2.183	0.465	11.61	2.86	30-710 м;
											30-710 м;

			5	ПК-240	11.61	240.0	0.62	0.10	12.23	2.96
			6	УБТ 203	12.23	203.0	24	4.63	36.23	7.59
			1	220,7 VU-NLS43Z	0	220,7	0,35	0,036	0,35	0,04	Разбуривание цем
			1	220,7 VU-NLS43Z	0	220,7	0,35	0,036	0,35	0,04	стакана 700-710 м
											стакана 700-710 м
	4										разбуривание це-
	4		2						5,21	0,5

				ДРУ-172(ДВР3-176)	0,75	172,0	4,86	0,46			ментного моста
											2491-2501 м.
	5		1	PDC 220.7	0	220.7	0.34	0.04	0.34	0.04	Бурение под пи-
	5		1		0	220.7	0.34	0.04	0.34	0.04	Бурение под пи-
			2	9К 215.9 МС	0.34	215.9	0.4	0.06	0.74	0.10	лотный ствол
			2	9К 215.9 МС	0.34	215.9	0.4	0.06	0.74	0.10
			3	3ТСШ1-195(ДР 195)	0.74	195.0	25.9	4.7	26.64	4.80	вертикальный
			3	3ТСШ1-195(ДР 195)	0.74	195.0	25.9	4.7	26.64	4.80	участок 710-1400м
			4	Упругий центратор ЦУ 215	26.64	280.0	1.9	0.302	28.54	5.10	участок 710-1400м
				Упругий центратор ЦУ 215

			5	ПК-240	28.54	240.0	0.62	0.10	29.16	5.19
			6	УБТ 178	29.16	203.0	24	3.91	53.16	9.11

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B											7.5Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B				Элементы КНБК (до бурильных труб)							7.5Том
				Элементы КНБК (до бурильных труб)
	Услов-
	Услов-			расстояние	техническая характеристика
	ный	номер			техническая характеристика			суммар-	суммар-
	ный	номер						суммар-	суммар-
	номер	по по-	типоразмер, шифр	от забоя до	наружный			ная длина	ная масса	Примечания
	КНБК	рядку		места уста-	диаметр,	длина, м	масса, т	КНБК, м	КНБК, т
	КНБК	рядку		новки, м	диаметр,	длина, м	масса, т	КНБК, м	КНБК, т
				новки, м	мм
					мм

		7	ЛБТПН 147х13	53.16	147.0	50	0.93	103.16	10.04
		8	ПК127х9.19 « Е»	103.16	127.0	670	20.92	773.16	30.95
	6	1	PDC 220.7	0	220.7	0.34	0.04	0.34	0.04	набор угла в пи-
	6	1		0	220.7	0.34	0.04	0.34	0.04	набор угла в пи-
		2	9К 215.9 МС	0.34	215.9	0.4	0.06	0.74	0.10	лотном стволе:
		2	9К 215.9 МС	0.34	215.9	0.4	0.06	0.74	0.10	1400-1661 м
		3	ДРУ-172(ДВР3-176)	0.74	176.00	4.86	0.46	5.60	0.56	1400-1661 м
		3	ДРУ-172(ДВР3-176)	0.74	176.00	4.86	0.46	5.60	0.56	2501-2600 м
		4	ПК-175	5.60	172.00	0.62	0.10	6.22	0.65	2501-2600 м
		4	ПК-175	5.60	172.00	0.62	0.10	6.22	0.65
ИОСБ07--00-00.609		5	Телесистема MWD	6.22		10	0.50	16.22	1.15	Набор угла в экс-	скважиныУглубление
ИОСБ07--00-00.609			PDC 220.7							плуатационной:	скважиныУглубление
		6	УБТ 178	16.22	178	24	3.91	40.22	5.06	плуатационной:
		6	УБТ 178	16.22	178	24	3.91	40.22	5.06	2808-3034 м.
		7	ЛБТПН 147х13	40.22	147	50	0.93	90.22	5.99	2808-3034 м.
		7	ЛБТПН 147х13	40.22	147	50	0.93	90.22	5.99
		8	ПК127х9.19 « Е»	90.22	127	670	20.92	760.22	26.91
	7	1		0	220.7	0.34	0.04	0.34	0.04
				0	220.7	0.34	0.04	0.34	0.04
		2	9К 215.9 МС	0.34	215.9	0.4	0.06	0.74	0.10	Стабилизация уг-
		2	9К 215.9 МС	0.34	215.9	0.4	0.06	0.74	0.10	ла
		3	ДРУ-172(ДВР3-176)	0.74	176.00	4.86	0.46	5.60	0.56	ла
		3	ДРУ-172(ДВР3-176)	0.74	176.00	4.86	0.46	5.60	0.56	бурение под пи-
		4	Центратор СТК	5.60	212.0	0.4	0.01	6.00	0.57	лотный ствол:
						0.4	0.01			1661-2501 м.

						1.903	0.302
		5	ЦУ 215/144	6.00	215.0	1.903	0.302	7.90	0.87	2600-3372 м.
		6	ПК-175	7.90	172.00	0.62	0.10	8.52	0.96	бурение под
		7	УБТ 178	8.52	178.00	24	3.91	32.52	4.88	экспл. колонну:
		7	УБТ 178	8.52	178.00	24	3.91	32.52	4.88	2501-2808 м
										2501-2808 м
		8	ЛБТПН 147х13	32.52	147.00	50	0.93	82.52	5.81	3034-3135 м
		8	ЛБТПН 147х13	32.52	147.00	50	0.93	82.52	5.81
		9	ПК127х9.19 « Е»	82.52	127	670	20.92	752.52	26.72
		1	152,4 NU-L21G-R850	0	155,6	0.30	0.018	0.30	0.018	разбуривание цем
	8	1
			ДГ-106(ДРУ-106)	0,30	106	5	0,28	5,30	0,293
		2								стакана
										стакана

											79

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B													7.5 Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B						0	152.4	0.30	0.018	0.30	0.02		7.5 Том
						Элементы КНБК (до бурильных труб)
	Услов-					расстояние	техническая характеристика
	ный			номер		от забоя до				суммар-	суммар-
	номер			по по-	типоразмер, шифр	от забоя до	наружный			ная длина	ная масса	Примечания
	КНБК			рядку		места уста-	диаметр,	длина, м	масса, т	КНБК, м	КНБК, т
	КНБК			рядку		новки, м	диаметр,	длина, м	масса, т	КНБК, м	КНБК, т
						новки, м	мм
							мм

				1
			9	1	152,4 SL51 HKPR
				2	РУС 475	0.30	120.7	4.54	0.342	4.84	0.36
				2	РУС 475
				3	КС 142 СТ	4.84	142.0	0.20	0.020	5.04	0.38
				3	КС 142 СТ							бурение под хво-
				4	Предохранительный пере-	5.04	120.87	1	0.069	6.04	0.45	бурение под хво-
					водник	5.04	120.87	1	0.069	6.04	0.45	стовик:
					водник							стовик:
				5	Электроника РУС	6.04	127	1.5	0.118	7.54	0.57	стабилизация
				5	Электроника РУС							3135-3282 м
				6	Телесистема MWD	7.54	120.6	10	0.15	17.54	0.72	3135-3282 м
						7.54	120.6	10	0.15	17.54	0.72

ИОСБ07--00-00.609				7	ТБИН 102х8.38 «G-105»	17.54	89	514.5	12.19	532.00	12.91		скважиныУглубление
						17.54	89	514.5	12.19	532.00	12.91

				8	ГУМД 127	532.00	127	4.42	0.95	536.42	13.86
				8	ГУМД 127
						0	152.4	0.30	0.018	0.30	0.02
		10		1	152,4 SL51 HKPR	0	152.4	0.30	0.018	0.30	0.02	набор
		10		1	152,4 SL51 HKPR							набор
				2	РУС 475	0.30	120.7	4.54	0.342	4.84	0.36	3282-3332 м
				2	РУС 475							3282-3332 м
				3	КС 142 СТ	4.84	142.0	0.20	0.020	5.04	0.38
				3	КС 142 СТ
				4	Предохранительный пере-	5.04	120.87	1	0.069	6.04	0.45
					водник	5.04	120.87	1	0.069	6.04	0.45
					водник
				5	Электроника РУС	6.04	127	1.5	0.118	7.54	0.57
				5	Электроника РУС
				6	Телесистема MWD	7.54	120.6	10	0.15	17.54	0.72
				6	Телесистема MWD
				7	ТБИН 102х8.38 «G-105»	17.54	89	564.5	13.38	582.00	14.09
				7	ТБИН 102х8.38 «G-105»
				8	ГУМД 127	582.00	127	4.42	0.95	586.42	15.04
				8	ГУМД 127
						0	152.4	0.30	0.018	0.30	0.02
		11		1	152,4 SL51 HKPR	0	152.4	0.30	0.018	0.30	0.02	горизонтальный
		11		1	152,4 SL51 HKPR							горизонтальный
				2	РУС 475	0.30	120.7	4.54	0.342	4.84	0.36	3332-4332 м
				2	РУС 475							3332-4332 м
				3	КС 142 СТ	4.84	142.0	0.20	0.020	5.04	0.38
				3	КС 142 СТ
				4	Предохранительный пере-	5.04	120.87	1	0.069	6.04	0.45
					водник	5.04	120.87	1	0.069	6.04	0.45
					водник
				5	Электроника РУС	6.04	127	1.5	0.118	7.54	0.57		80
				5	Электроника РУС								80

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

7.5 Том

7.54

120.6

0.15

17.54

0.72

Элементы КНБК (до бурильных труб)

Услов-

расстояние

техническая характеристика

ный

номер

от забоя до

суммар-

номер

по по-

типоразмер, шифр

наружный

ная длина

ная масса

Примечания

КНБК

рядку

места уста-

диаметр,

длина, м

масса, т

КНБК, м

КНБК, т

новки, м

мм

Телесистема MWD

ТБИН 102х8.38 «G-105»

17.54

1564.5

37.08

1582.00

37.79

ГУМД 127

1582.00

127

4.42

0.95

1586.42

38.74

Примечание:

1. Вместо телеметрической системы СИБ -1.3 (БТС) также используются навигационные системы оперативного контроля параметров траекто-

рии ствола скважины: MWD650 „Sperry Sun”, MWD1200 “Sperry Sun”, Anadrill, Goodata, Азимут - 4, МАК-01, ЗИС4М, СИБ -1М.

2. При бурении под эксплуатационную колонну, по указанию технологической службы бурового подрядчика, определяется необходимость

установки в компоновку гидромеханического ударного механизма (ГУМ). Место установки и режим эксплуатации ГУМ и ПК согласно инструк-

ИОСБ07--00-00.609

ции завода изготовителя.

скважиныУглубление

Долота PDC аналогичных диаметров применяются вместо долот БИТ на усмотрение технологической службы бурового подрядчика при тех-

нико-экономическом обосновании их применения.

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

8.3 Потребное количество элементов КНБК

Таблица 8.3 – Потребное количество элементов КНБК

	Интервал работ			Норма про-
Вид технологической опера-	Интервал работ		Типоразмер, шифр или краткое	ходки, м или	Норма времени	Время буре-	Потребное ко-
ции (бурение, отбор керна,	по стволу, м		Типоразмер, шифр или краткое	наработки	на механическое	ния на ин-	личество на
ции (бурение, отбор керна,			название элемента КНБК	наработки	на механическое	ния на ин-	личество на
расширка, проработка)			название элемента КНБК	элемента ком-	бурение 1 м, ч	тервал, ч	интервал, шт
расширка, проработка)	от (верх)	до (низ)		элемента ком-	бурение 1 м, ч	тервал, ч	интервал, шт
	от (верх)	до (низ)		поновки, ч
Бурение под направление	0	30	393,7 V-C11-R701	800	0,01	0,3	0,04
Бурение под кондуктор	30	710	БИТ 295,3(295,3 V-54X-R175)	7000	0,0125	8,5	0,10
Бурение под кондуктор	30	710	БИТ 295,3(295,3 V-54X-R175)
			8К 295,3 СТ	4500			0,15
			8К 295,3 СТ
			ЦУ 295	4000			0,17
			ЦУ 295
Для разбуривания цем. стакана			295,3 V-54X	1 долото на 3 скважины			1
Бурение под пилотный ствол	710	3372	БИТ 220,7	4500	0,025	66,55	0,59
Бурение под пилотный ствол	710	3372	БИТ 220,7
			9К 215,9 МС	1000			2,66
			9К 215,9 МС
	710	1400		0,85 на 1000 м			1,95
	1661	2501	ЦУ 215	0,85 на 1000 м			1,95
	1661	2501	ЦУ 215
	2600	3372
	1661	2501	СТК 213	0,1 на 1 сква-			1
	1661	2501		жину			1
	2600	3372		жину
Бурение под эксплуатационную	2501	3135	БИТ 220,7	4500	0,025	15,85	0,14
Бурение под эксплуатационную	2501	3135	БИТ 220,7
колонну			9К 215,9 МС	1000			0,63
колонну			9К 215,9 МС
	2501	2808	ЦУ 215	0,85 на 1000 м			0,35
			ЦУ 215
				0,1 на
	3034	3135	СТК 213	0,1 на			1
	3034	3135	СТК 213	1 скважину			1
Для разбуривания цем. стакана			220,7 VU-NLS43Z	1 долото на 3 скважины			1
разбуривание цем. моста				1 долото на 3 скважины			1
разбуривание цем. моста
Бурение под хвостовик	3135	4332	152,4 SL51 HKPR	5000	0,05989	71,69	0,24
Для разбуривания цем. стакана			152,4 NU-L21G-R850	1 долото на 3 скважины			1
Для разбуривания цем. стакана				1 долото на 3 скважины			1

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B									7.5 Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	∙ Замена долот и опорно-	центрирующих элементов других типов только по согласованию с проектной организацией.							7.5 Том
		Интервал работ			Норма про-
	Вид технологической опера-	Интервал работ		Типоразмер, шифр или краткое	ходки, м или	Норма времени	Время буре-	Потребное ко-
	ции (бурение, отбор керна,	по стволу, м		Типоразмер, шифр или краткое	наработки	на механическое	ния на ин-	личество на
	расширка, проработка)			название элемента КНБК	элемента ком-	бурение 1 м, ч	тервал, ч	интервал, шт
	расширка, проработка)	от (верх)	до (низ)		элемента ком-	бурение 1 м, ч	тервал, ч	интервал, шт
		от (верх)	до (низ)		поновки, ч
	Примечания:
	∙ При подсчете потребного количества элементов КНБК использованы местные нормы времени и проходки

07-ИОС-00-00.Б609

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

8.4 Суммарное количество и масса элементов КНБК

Таблица 8.4 – Суммарное количество и масса элементов КНБК

Название обсадной колон-	Типоразмер, шифр или краткое назва-		ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.д. на	Суммарное по типоразмеру или шифру


ны	ние элемента КНБК		изготовление	количество элемен-	масса, т
				тов КНБК, шт	масса, т
				тов КНБК, шт
Направление	393,7 V-C11-R701	-		1	0,41

Кондуктор	БИТ 295,3(295,3 V-54X-R175)	-		1	0,08
	8К 295,3 МС			1	0,20
	ЦУ 295			1	0,465

Пилотный ствол	БИТ 220,7			1	0,04
	ЦУ 215			3	0,302
	СТК 213			1	0,01
Эксплуатационная	9К 215,9 МС			3	0,06

Хвостовик	152,4 SL51 HKPR			1	0,014

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

8.5 Рекомендуемые бурильные трубы

7.5 Том

Таблица 8.5 – Рекомендуемые бурильные трубы

Обозначение бурильной трубы

Наружный

Толщина

Марка (группа проч-

Тип замкового со-

Количество

Наличие труб

диаметр, мм

стенки, мм

ности) материала

единения

труб, м

(есть, нет)

ТБПК 127x9,19 « Е»

127

9,19

ЗП-162

674

Есть

ЛБТПН 147х13

147

Д16Т

ЗЛ-172

2670

Есть

ТБИН 102х8 «G-105»

101.6

8.38

G-105

Замки по Spec 7

4311

Есть

8.6 Конструкция бурильных колонн

Таблица 8.6 – Расчет бурильной колонны на прочность

(бурение сква-

Интервал

тип,

Натяжение ко-

Углубление

Вид технологи-

по стволу,

Характеристика бу-

Масса, т

Коэффициент запаса прочности трубы

рильной трубы

лонны, т

ческой операции

колоннырильной

наружный

Длина

в клино-

в клино

жины, спуск ча-

диаметр

секции,

при

для дове-

вом за

скважины

стей обсадной

от

до

тип замко-

на статиче-

на выносли-

вом за-

колонны, разбу-

(мм), мар-

вого со-

секции

нарастающаясотрыве

дения

скую проч-

хвате

(верх)

(низ)

ка матери-

учетом КНБК

от за-

нагрузки

вость

(L=400

ривание цемен-

ала, тол-

единения

боя

на забой

ность

(L=300

мм)

та)

мм)

щина

стенки

Бурение

ТБПК

ЗП-162

0,17

5,21

9,5

6,5

3,48

25,9

27,3

127x9,19

Бурение под кондуктор

Бурение

710

ТБПК

ЗП-162

674

21,04

28,62

37,2

30,2

4,83

4,7

5,0

127x9,19

Бурение пилотного ствола

710

1400

ЛБТПН

ЗЛ-172

0,93

10,04

48,2

39,3

10,0

17.0

18.0

Бурение

147x13

ТБПК

ЗП-162

670

20,92

30,95

5,09

4.4

4.6

127x9,19

ЛБТПН

ЗЛ-172

627

11,66

42,61

3,39

4.1

4.3

147x13

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

	Интервал			Характеристика бу-			Масса, т		Натяжение ко-							Том
	Интервал															Том
	по стволу,										Коэффициент запаса прочности трубы					7.5
Вид технологи-	по стволу,			рильной трубы					лонны, т		Коэффициент запаса прочности трубы					7.5
	м		колонны
стей обсадной			колонны	диаметр	тип замко-	секции,			при	для дове-	на статиче-		вом за-	вом за	-
ческой операции				тип,
(бурение сква-				наружный		Длина							в клино-	в клино	-
жины, спуск ча-				наружный		Длина							в клино-	в клино	-
колонны, разбу-	от	до	рильной	(мм), мар-	вого со-	м	секции	нарастающаясотрыве		дения	скую проч-	на выносли-	хвате	хвате
колонны, разбу-	(верх)	(низ)		ка матери-	вого со-		секции	учетом КНБК	от за-	нагрузки	скую проч-	вость	хвате	(L=400
ривание цемен-				ала, тол-	единения				боя	на забой	ность		(L=300	мм)
та)				ала, тол-					боя	на забой			мм)	мм)
та)				щина									мм)
				щина
				стенки
	1400	1661		ЛБТПН	ЗЛ-172	50	0,93	5,99	50,5	37,7	10,0	>3	28.7	30.4
Бурение	1400	1661	1	147x13	ЗЛ-172	50	0,93	5,99	50,5	37,7	10,0	>3	28.7	30.4
				« Д16Т»
			2	ТБПК	ЗП-162	670	20,92	26,91			6,22		5.0	5.3
				127x9,19	ЗП-162	670	20,92	26,91			6,22		5.0	5.3
				127x9,19
			3	ЛБТПН	ЗЛ-172	901	16,75	43,67			3,54		4.1	4.3
				147x13	ЗЛ-172	901	16,75	43,67			3,54		4.1	4.3
				147x13

	1661	2501	1	ЛБТПН	ЗЛ-172	50	0,93	5,81	70,0	38,0	10,0	>3	29.7	31.4		Углубление
				ЛБТПН
Бурение				147x13

				ТБПК	ЗП-162	670	20,92	26,72			9,30		5.1	5.3		скважины
			3	147x13	ЗП-162	670	20,92	26,72			9,30		5.1	5.3
			3	147x13	ЗЛ-172	1749	32,52	59,25			3,51		3.1	3.2
			2	127x9,19
				ЛБТПН

	2501	2600	1	ЛБТПН	ЗЛ-172	50	0,93	5,99	69,4	34,5	8,93	>3	28.7	30.4
Бурение	2501	2600	1	147x13	ЗЛ-172	50	0,93	5,99	69,4	34,5	8,93	>3	28.7	30.4

			2	ТБПК	ЗП-162	670	20,92	26,91			7,34		5.0	5.3
				127x9,19	ЗП-162	670	20,92	26,91			7,34		5.0	5.3
				127x9,19
				ЛБТПН	ЗЛ-172	1840	34,22	61,13			3,85		3.0	3.1
			3	147x13	ЗЛ-172	1840	34,22	61,13			3,85		3.0	3.1
			3	147x13

	2600	3372	1	ЛБТПН	ЗЛ-172	50	0,93	5,81	79,3	34,9	10,0	>3	29.7	31.4
Бурение	2600	3372	1	147x13	ЗЛ-172	50	0,93	5,81	79,3	34,9	10,0	>3	29.7	31.4

			2	ТБПК	ЗП-162	670	20,92	26,72			10,0		5.1	5.3
				127x9,19	ЗП-162	670	20,92	26,72			10,0		5.1	5.3
				127x9,19

				ЛБТПН	ЗЛ-172	2620	48,72	75,45			3,81		2.4	2.6
			3	147x13	ЗЛ-172	2620	48,72	75,45			3,81		2.4	2.6
			3	147x13

Бурение под эксплуатационную колонну

	2501	2808		ЛБТПН	ЗЛ-172	50	0,93	5,81	72,4	37,5	10,0	>3	29.7	31.4		86
Бурение			1	ЛБТПН
Бурение			1	147x13

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

	Интервал			Характеристика бу-			Масса, т		Натяжение ко-												Том
	Интервал																				Том
	по стволу,										Коэффициент запаса прочности трубы										7.5
Вид технологи-	по стволу,			рильной трубы					лонны, т		Коэффициент запаса прочности трубы										7.5
	м		колонны
стей обсадной			колонны	диаметр	тип замко-	секции,			при	для дове-	на статиче-			вом за-			вом за			-
ческой операции				тип,
(бурение сква-				наружный		Длина								в клино-			в клино			-
жины, спуск ча-				наружный		Длина								в клино-			в клино			-
колонны, разбу-	от	до	рильной	(мм), мар-	вого со-	м	секции	нарастающаясотрыве		дения	скую проч-	на выносли-		хвате			хвате
колонны, разбу-	(верх)	(низ)		ка матери-	вого со-		секции	учетом КНБК	от за-	нагрузки	скую проч-	вость		хвате			(L=400
ривание цемен-				ала, тол-	единения				боя	на забой	ность			(L=300					мм)
та)				ала, тол-					боя	на забой						мм)			мм)
та)				щина												мм)
				щина
				стенки
			2	ТБПК	ЗП-162	670	20,92	26,72			10,0			5.1			5.3
				127x9,19	ЗП-162	670	20,92	26,72			10,0			5.1			5.3
				127x9,19

				ЛБТПН	ЗЛ-172	2056	38,23	64,96			3,55			2.8			3.0
			3	147x13	ЗЛ-172	2056	38,23	64,96			3,55			2.8			3.0
			3	147x13
				Д Т
	2808	3034	1	ЛБТПН	ЗЛ-172	50	0,93	5,99	71,6	36,4	7,97	>3		28.7			30.4
Бурение	2808	3034	1	147x13	ЗЛ-172	50	0,93	5,99	71,6	36,4	7,97	>3		28.7			30.4

			2	ТБПК	ЗП-162	670	20,92	26,91			6,71			5.0			5.3				Углубление
				ТБПК
				127x9,19
				127x9,19

				ЛБТПН	ЗЛ-172	1630	42,29	69,20			3,66			2.6			2.8				скважины
			3	147x13																	скважины



Бурение	3034	3135	1	ЛБТПН	ЗЛ-172	50	0,93	5,81	70,1	33,4	10,0	>3		29.7			31.4
Бурение	3034	3135	1	147x13	ЗЛ-172	50	0,93	5,81	70,1	33,4	10,0	>3		29.7			31.4
			2	ТБПК	ЗП-162	670	20,92	26,72			5,55			5.1			5.3
				127x9,19	ЗП-162	670	20,92	26,72			5,55			5.1			5.3
				127x9,19

			3	ЛБТПН	ЗЛ-172	2383	44,31	71,04			3,98			2.6			2.7
				147x13	ЗЛ-172	2383	44,31	71,04			3,98			2.6			2.7
				147x13

Бурение под горизонтальный ствол

				ТБИН	Замки по
Бурение	3135	3282		ТБИН		514,6	12,20	21,91	85,1	41,4	10,0		5,45		10,97			11,43
			1	102х8,38
			1	102х8,38	Spec 7
				«G-105»	Spec 7
				«G-105»
				ТБИН	Замки по
				ТБИН		2745,6	65,07	78,93			2,96		1,87			1,79			1,87
			2	102х8,38		2745,6	65,07	78,93			2,96		1,87			1,79			1,87
			2	102х8,38	Spec 7
				«G-105»	Spec 7
				«G-105»
				ТБИН	Замки по
	3282	3332		ТБИН		564,6	13,38	14,09	89,9	37,3	8,63		8,11		10,04			10,47
Бурение			1	102х8,38
					Spec 7																87

				«G-105»
				«G-105»

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Интервал

Характеристика бу-

Масса, т

Натяжение ко-

Том

по стволу,

Коэффициент запаса прочности трубы

7.5

Вид технологи-

рильной трубы

лонны, т

колонны

стей обсадной

диаметр

тип замко-

секции,

при

для дове-

на статиче-

вом за-

ческой операции

тип,

(бурение сква-

наружный

Длина

в клино-

жины, спуск ча-

колонны, разбу-

от

до

рильной

(мм), мар-

вого со-

секции

нарастающаясотрыве

дения

скую проч-

на выносли-

хвате

(верх)

(низ)

ка матери-

учетом КНБК

от за-

нагрузки

вость

(L=400

ривание цемен-

ала, тол-

единения

боя

на забой

ность

(L=300

мм)

та)

мм)

щина

стенки

ТБИН

Замки по

2745,6

65,07

80,11

2,96

2,32

1,77

1,84

102х8,38

Spec 7

«G-105»

ТБИН

Замки по

3332

4332

1564,6

37,08

37,79

97,6

30,9

7,18

5,30

3,75

3,90

Бурение

102х8,38

Spec 7

Углубление

«G-105»

Spec 7

ТБИН

Замки по

2745,6

65,07

103,81

2,75

1,70

1,36

1,42

102х8,38

«G-105»

Спуск хвостовика

2985

4332

102х8,38

2935

69,56

99,46

93,5

40,1

4,53

1,70

1,41

1,47

скважины

ТБИН

Замки по

«G-105»

Spec 7

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

8.7 Характеристика и масса бурильных труб, УБТ по интервалам бурения. Износ бурильных труб

Таблица 8.7 – Масса применяемых бурильных труб по интервалам бурения, расчет элементов веса бурильной колонны для транспортировки

	Интервал			Вес 1 м тру-	Количество		Дефицит кол-	Вес для транспортир. т
	Интервал			Вес 1 м тру-	элементов на			Вес для транспортир. т
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	элементов на
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	конец интервала		ва элементов		с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-	конец интервала		ва элементов	теорети-	с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-			на интервал	теорети-	и 5% запасом
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.	на интервал	ческий
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.		ческий
									на трубы
Направление	0	30	Квадратная штанга	0.11	м	15	15	1.650	1.73
			Квадратная штанга	0.11	м	11	11	1.210	1.27
324			УБТ 203	0,193	м	24	24	4.632	5.06
			ПК 127х9,19 « Е»	0,03122	м	9	9	0.171	0.18
			Износ труб	0,00094	м	30	30	0.0282	0.0282
			Итого в два конца				2 x	8,27	16,54
Кондуктор	30	710	8К 295.3 СТ	0.29	шт.	1	1	0.29	0.29
Кондуктор	30	710	8К 295.3 СТ	0.29	шт.
245 мм			Упругий центратор ЦУ 295	0.05	шт.	1	1	0.054	0.054
245 мм			Упругий центратор ЦУ 295	0.05	шт.
			УБТ 203	0.193	м	24
			УБТ 203	0.193	м
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м	674	668	20.864	21.91
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м
			Износ труб	0.00094	м	470	470	0.4418	0.4418
			Износ труб	0.00094	м
				0.00222	м	210	210	0.4662	0.4662
				0.00222	м
			Итого в два конца				2 x	23.16	46.32
Всего под кондуктор									46,32
Пилотный ствол	710	1400	9К 215.9 МС	0.06	шт.	1	1	0.06	0.06
			Упругий центратор ЦУ 215	0.302	шт.	1	1	0.302	0.302
220,7 мм			Упругий центратор ЦУ 215	0.302	шт.	1	1	0.302	0.302
			УБТ 178	0.163	м	24	24	3.912	4.27
			ЛБТПН 147х13	0.0186	м	677	677	12.589224	13.22
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м	670
			Износ труб	0.00222	м	290	290	0.644	0.6438
				0.00384	м	400	400	1.536	1.5360

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

	Интервал			Вес 1 м тру-	Количество		Дефицит кол-	Вес для транспортир. т
	Интервал			Вес 1 м тру-	элементов на			Вес для транспортир. т
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	элементов на
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	конец интервала		ва элементов		с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-	конец интервала		ва элементов	теорети-	с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-			на интервал	теорети-	и 5% запасом
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.	на интервал	ческий
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.		ческий
									на трубы
			Итого в два конца				2 x	20.03	40.06
	1400	1661	9К 215.9 МС	0.06	шт.	1	1	0.06	0.06
			УБТ 178	0.163	м	24
				0.163	м	24
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м	670
			ЛБТПН 147х13	0.0186	м	951	274	5.0953	5.35
			Износ труб	0.00384	м	100	100	0.384	0.3840
				0.0058	м	161	161	0.9338	0.9338
			Итого в два конца				2 x	6.73	13.46
	1661	2501	9К 215.9 МС	0.06	шт.	1	1	0.06	0.06
			Центратор СТК	0.01	шт.	1	1	0.01	0.01
			ЦУ 215/144	0.302	шт.	1	1	0.302	0.302
			УБТ 178	0.163	м	24
			ЛБТПН 147х13	0.0165	м	1798	848	13.987001	14.69
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м	670
			Износ труб	0.0058	м	339	339	1.9662	1.9662
				0.0081	м	500	500	4.05	4.0500
				0.01074	м	1	1	0.01074	0.0107
			Итого в два конца				2 x	21.09	42.17
	2501	2600	9К 215.9 МС	0.06	шт.	1
			УБТ 178	0.163	м	24
			ЛБТПН 147х13	0.0186	м	1890	91	1.698	1.78
			ПК127х9.19 « Е»	0.03122	м	670
			Износ труб	0.01074	м	99	99	1.06326	1.0633
			Итого в два конца				2 x	2.85	5.69

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

										Том
	Интервал			Вес 1 м тру-	Количество			Вес для транспортир. т		Том
					Количество		Дефицит кол-			7.5
					элементов на
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	элементов на
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	конец интервала		ва элементов		с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-	конец интервала		ва элементов	теорети-	с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-			на интервал	теорети-	и 5% запасом
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.	на интервал	ческий
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.		ческий
									на трубы

	2600	3372	9К 215.9 МС	0.06	шт.	1
			УБТ 178	0.163	м	24
			Центратор СТК	0.01	шт.	1
			ЦУ 215/144	0.302	шт.	1
			ЛБТПН 147х13	0.0186	м	2669	780	14.502	15.23
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м	670
			Итого в два конца	0.01074	м	400	2 x	24.63	49.25	Углубление
			Износ труб	0.01074	м	400	400	4.296	4.2960
				0.01372	м	372	372	5.10384	5.1038
										скважины
Всего под пилот									150,64	скважины
Всего под пилот									150,64
	2501	2808	9К 215.9 МС	0.06	шт.	1
			Центратор СТК	0.01	шт.	1
			ЦУ 215/144	0.302	шт.	1
			ЛБТПН 147х13	0.0165	м	2105
			УБТ 178	0.163	м	24
				0.163	м	24
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м	670
			Износ труб	0.01074	м	307	307	3.2972	3.2972
			Итого в два конца				2 x	3.30	6.59
	2808	3034	9К 215.9 МС	0.06	шт.	1
			УБТ 178	0.163	м	24
				0.163	м	24
			ЛБТПН 147х13	0.0186	м	2324
				0.0186	м	2324
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м	670				91
			Износ труб	0.01074	м	192.0	192.0	2.0621	2.0621	91
			Износ труб	0.01074	м	192.0	192.0	2.0621	2.0621

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

										Том
	Интервал			Вес 1 м тру-	Количество			Вес для транспортир. т		Том
					Количество		Дефицит кол-			7.5
					элементов на
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	элементов на
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	конец интервала		ва элементов		с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-	конец интервала		ва элементов	теорети-	с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-			на интервал	теорети-	и 5% запасом
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.	на интервал	ческий
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.		ческий
									на трубы
				0.01372	м	34.0	34.0	0.46648	0.49
			Итого в два конца	0.06			2 x	2.55	5.10
	3034	3135	9К 215.9 МС	0.06	шт.	1
			ЦУ 215/144	0.302	шт.	1
			Центратор СТК	0.01	шт.	1
			ПК 127х9,19 « Е»	0.03122	м	670
			УБТ 178	0.163	м	24
				0.163	м	24
			ЛБТПН 147х13	0.0165	м	2432				Углубление
										Углубление

			Износ труб	0.01372	м	101.0	101.0	1.3857	1.3857
			Итого в два конца				2 x	1.39	2.77	скважины
Горизонтальный ствол									14,47	скважины
Всего под эксплуатационную колонну									14,47

Хвостовик	3135	3282	РУС 475	0.342	шт.	1	1	0.342	0.342
114 мм			КС 142 СТ	0.02	шт.	1	1	0.02	0.02
			Электроника РУС	0.118	шт.	1	1	0.118	0.118
			Телесистема MWD	0.15	шт.	1	1	0.15	0.15
			ТБИН 102х8.38 «G-105»	0.0237	м	3260	3260	77.265318	81.13
			ГУМД 127	0.95	шт.	1	1	0.95	0.95
			Износ труб	0.01372	м	147	147	2.0168	2.0168
			Итого в два конца				2 x	84.73	169.45
	3282	3332	РУС475	0.06	шт.	1
			КС 142 СТ	0.02	шт.	1

			Электроника РУС	0.0165	м	1				92
										92
			Телесистема MWD	0.163	м	1

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

										Том
	Интервал			Вес 1 м тру-	Количество			Вес для транспортир. т		Том
					Количество		Дефицит кол-			7.5
					элементов на
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	элементов на
Бурение под ко-	бурения, м		Название, шифр, условное обозначе-	бы или эле-	конец интервала		ва элементов		с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-	конец интервала		ва элементов	теорети-	с 4% допуском
лонну			ние элемента	мента колон-			на интервал	теорети-	и 5% запасом
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.	на интервал	ческий
	от	до		ны, т	ед.изм.	кол.		ческий
									на трубы
			ТБИН 102х8.38 «G-105»	0.0209	м	3310.14	50	1.045	1.10

			ГУМД127	0.37	шт.	1

			Износ труб	0.01372	м	50	50	0.6860	0.6860

			Итого в два конца	0.02			2 x	1.78	3.57

	3332	4332	РУС475	0.06	шт.	1
			КС 142 СТ	0.02	шт.	1
				0.02	шт.	1
			Электроника РУС	0.0165	м	1
			Телесистема MWD	0.37	шт.	1.0	1	0.1630	0.16	Углубление
			ГУМД127	0.37	шт.	1.0				Углубление
				0.163	м	1
			ТБИН 102х8.38 «G-105»	0.0209	м	4310.1	1000	20.9	21.95
										скважины
			Износ труб	0.01704	м	500	500	8.5200	8.5200	скважины
			Износ труб	0.01372	м	168	168	2.3050	2.3050

Всего под хвост									252,19
Всего на скважину									480,15

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

8.8 Оснастка талевой системы

Таблица 8.8 –	Оснастка талевой системы

Интервал по стволу, м			Название технологической операции	Тип оснастки М×К
			Название технологической операции
от (верх)		до (низ)	(бурение, спуск обсадной колонны)	М	К
от (верх)		до (низ)		М	К

			БУ-3000 ЭУК-1М, IRI-1700/270 Е, БУ-4500/270 ЭК-БМ

0		4332	Бурение	5	6

0		30	Спуск направления 324 мм	5	6

0		710	Спуск кондуктора 245 мм	5	6

0		3135	Спуск эксплуатационной колонны 178 мм	5	6

2985		4332	Спуск хвостовика 114 мм	5	6

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

8.9 Расчет промывки скважины

Расчет параметров промывки скважин по интервалам бурения выполнен в соответствие с требованиями РД 39-2-1156-84 результаты расчета приведены в табл. 8.9 - 8.11.

На нагнетательном трубопроводе насосов, с нерегулируемым приводом, устанавливается задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при контроле за давлением). Выкид от пусковой задвижки должен быть прямолинейным и надежно закреплен с уклоном в сторону слива. На буровых установках с регулируемым приводом насоса установка пусковых задвижек не обязательна, но должна быть установлена задвижка для сброса давления в нагнетательном трубопроводе (п.2.6.8 ПБ 08-624-03).

Таблица 8.9 – Режим работы буровых насосов

Интервал, м												Режим работы бурового насоса											Суммарная

от		до								коэфф. ис-		диаметр ци-		допусти-		кофф.		число		произво-
от		до		Вид техно-		Тип буровых		Кол.		коэфф. ис-		диаметр ци-		допусти-		кофф.		число		произво-			производи-
(верх)		(низ)		Вид техно-				Кол.		пользования		линдровых		мое давле-		наполне-		двой-		дитель-			производи-
(верх)		(низ)		логической				насо-		пользования		линдровых		мое давле-		наполне-		двой-		дитель-			тельность
				операции		насосов		сов, шт.		гидравличес-		втулок. мм		ние, МПа		ния		ных хо-		ность,			насосов в ин-
										кой мощности								дов в				л/с	тервале, л/с
																		мин.					тервале, л/с
																		мин.
Для БУ-3000 ЭУК-1М
	0		30		бурение		УНБ-600		1		0,9		190		10,14		85		65		38,84			38,8
	0		30		бурение		УНБ-600				0,9								65		38,84
30		710		бурение		УНБ-600		2		0,9		130		22,06		85		65		16,75			33,4
30		710		бурение		УНБ-600				0,9								65		16,75
Пилотный ствол

710		1400		бурение		УНБ-600		1		0,9		150		16,76		85		65		23,4			23,4
				бурение		УНБ-600				0,9								65		23,4			23,4
1400		1661		Набор угла		УНБ-600		1		0,9		150		16,76		85		65		23,4			23,4
				Набор угла		УНБ-600				0,9								65		23,4			23,4
1661		2501		Стабилизация		УНБ-600		1		0,9		150		16,76		85		65		23,4			23,4
					угла
2501		2600		Набор угла		УНБ-600		1		0,9		150		16,76		85		65		23,4			23,4
				Набор угла		УНБ-600				0,9								65		23,4			23,4
2600		3372		Стабилизация		УНБ-600		1		0,9		150		16,76		85		65		23,4			23,4
					угла
Под эксплуатационную колонну
2501		2808		Стабилизация		УНБ-600		1		0.9		150		16,76		85		65		23,4			23,4
					угла
2808		3034		Набор угла		УНБ-600		1		0.9		150		16,76		85		65		23,4			23,4
																				23,4			23,4
3034		3135		Стабилизация		УНБ-600		1		0.9		150		16,76		85		65		23,4			23,4
					угла
Под хвостовик
3135		3282		Стабилизация		УНБ-600		1		0.9			130		22,06		85		65			16,7		16,7

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

																								.5 Том
Интервал, м									Режим работы бурового насоса													Суммарная		.5 Том
от	до	Вид техно-		Кол.		коэфф. ис-		диаметр ци-			допусти-			кофф.			число			произво-		производи-		7
(верх)	(низ)	Вид техно-	Тип буровых	Кол.		пользования		линдровых			мое давле-			наполне-			двой-			дитель-		производи-
(верх)	(низ)	логической	Тип буровых	насо-		пользования		линдровых			мое давле-			наполне-			двой-			дитель-		тельность
		операции	насосов	сов, шт.		гидравличес-		втулок. мм			ние, МПа			ния			ных хо-			ность,		насосов в ин-
						кой мощности											дов в				л/с	тервале, л/с
																	мин.					тервале, л/с
																	мин.
		угла
3282	3332	Набор угла	УНБ-600	1		0.9				130		22,06				85			65		16,7		16,7
3332	4332	Стабилизация	УНБ-600	1		0.9
3332	4332	Стабилизация	УНБ-600	1		0.9				130		22,06				85			65		16,7		16,7
		угла
Для БУ-4500/270 ЭК-БМ
0	30	Бурение	УНБТ-950	1		0.9		180			17,12			85				124			38,8		38,8
30	710	Бурение	УНБТ-950	1		0.9		170			18,88			85				120			33,4		33,4
Пилотный ствол
710	1400	Бурение	УНБТ-950	1		0.9		140			28,76			85				123			23.4		23.4
1400	1661	Набор угла	УНБТ-950	1		0.9		140			28,76			85				123			23.4		23.4	Углубление
1661	2501	Стабилизация	УНБТ-950	1		0.9		140			28,76			85										Углубление
1661	2501	Стабилизация	УНБТ-950	1		0.9		140			28,76			85				123			23.4		23.4
		угла
2501	2600	Набор угла	УНБТ-950	1		0.9		140			28,76			85				123			23.4		23.4
2600	3372	Стабилизация	УНБТ-950	1		0.9		140			28,76			85										скважины
2600	3372	Стабилизация	УНБТ-950	1		0.9		140			28,76			85				123			23.4		23.4
		угла
		угла
Под эксплуатационную колонну
2501	2808	Стабилизация	УНБТ-950
2501	2808	Стабилизация	УНБТ-950		1		0.9			140		28,76				85		123			23.4		23.4
		угла
2808	3034	Набор угла	УНБТ-950		1		0.9			140		28,76				85		123			23.4		23.4
3034	3135	Стабилизация	УНБТ-950
3034	3135	Стабилизация	УНБТ-950		1		0.9			140		28,76				85		123			23.4		23.4
		угла
Под хвостовик
3135	3282	Стабилизация	УНБТ-950
3135	3282	Стабилизация	УНБТ-950		1		0.9			140		28,76				85			88		16,7		16,7
		угла
3282	3332	Набор угла	УНБТ-950		1		0.9			140		28,76				85			88		16,7		16,7
3332	4332	Стабилизация	УНБТ-950
3332	4332	Стабилизация	УНБТ-950		1		0.9			140		28,76				85			88		16,7		16,7
		угла
Для IRI -1700/270Е
0	30	Бурение	JDECO T-1300		2		0,9		184,29			16,12			0,8			122			19,4		38,8
			JDECO T-1300				0,9		184,29			16,12			0,8			122			19,4		38,8
30	710
		Бурение			2
		Бурение	JDECO T-1300		2		0,9		171,58				18,6		0,8			121			16,7		33,4	96
			JDECO T-1300				0,9		171,58				18,6		0,8			121			16,7		33,4
Пилотный ствол

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Интервал, м									Режим работы бурового насоса										Суммарная

от	до					коэфф. ис-		диаметр ци-		допусти-			кофф.		число		произво-
от	до	Вид техно-	Тип буровых	Кол.		коэфф. ис-		диаметр ци-		допусти-			кофф.		число		произво-		производи-
(верх)	(низ)	Вид техно-		Кол.		пользования		линдровых		мое давле-			наполне-		двой-		дитель-		производи-
(верх)	(низ)	логической		насо-		пользования		линдровых		мое давле-			наполне-		двой-		дитель-		тельность
		операции	насосов	сов, шт.		гидравличес-		втулок. мм		ние, МПа			ния		ных хо-		ность,		насосов в ин-
						кой мощности									дов в			л/с	тервале, л/с
															мин.				тервале, л/с
															мин.
710	1400	Бурение	JDECO T-1300		2		0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
			JDECO T-1300				0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
1400	1661
		Набор угла			2
		Набор угла	JDECO T-1300		2		0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
			JDECO T-1300				0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
1661	2501	Стабилизация
1661	2501	Стабилизация	JDECO T-1300		2		0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
		угла
2501	2600
		Набор угла			2
		Набор угла	JDECO T-1300		2		0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
			JDECO T-1300				0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
2600	3372	Стабилизация
2600	3372	Стабилизация	JDECO T-1300		2		0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
		угла
Под эксплуатационную колонну
2501	2808	Стабилизация
2501	2808	Стабилизация	JDECO T-1300		2		0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
		угла
2808	3034
		Набор угла			2
		Набор угла	JDECO T-1300		2		0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
			JDECO T-1300				0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
3034	3135	Стабилизация
3034	3135	Стабилизация	JDECO T-1300		2		0,9		139,81		28,02			0,8		128		11,7		23,4
		угла
Под хвостовик
3135	3282	Стабилизация
3135	3282	Стабилизация	JDECO T-1300		1		0,9		171,58			18,6		0,8		121		16,7		16,7
		угла
3282	3332
		Набор угла			1
		Набор угла	JDECO T-1300		1		0,9		171,58			18,6		0,8		121		16,7		16,7
			JDECO T-1300				0,9		171,58			18,6		0,8		121		16,7		16,7
3332	4332	Стабилизация
3332	4332	Стабилизация	JDECO T-1300		1		0,9		171,58			18,6		0,8		121		16,7		16,7
		угла

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Необходимый расход бурового раствора обеспечивающий вынос шлама в кольцевом пространстве при проводке горизонтального участка произведен по следующей формуле:

Q1 = π (d c2 − d h2 )vk ; 4

где dc – диаметр скважины, м; dн - минимальный наружный диаметр бурильных колонны, м; vк – течение жидкости в затрубной части, м/с, принимается равным 0,8 м/с.

Q1 = 3,14 * (0,15242 − 0,102 2 ) * 0,8 = 0,0083м3 / с = 8,3л / с; 4

Необходимый расход бурового раствора обеспечивающий очистку забоя скважины при проводке горизонтального участка произведен по следующей формуле:

Q2 = a π d c2 ; 4

где a=0,5 м/с при роторном способе бурения.

Q2 = 0,5* 3,14 * 0,1524 2 = 0,0091м3 / с = 9,1л / с 4

При бурении горизонтального участка ствола скважины расход бурового расхода должен быть не менее 9,1 л/с. Принятый расход бурового раствора равен 16,7 л/с, что удовлетворяет данное условие.

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 8.10 - Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой

		Интервал, м								Давление														Потери давлений (МПа) для конца интервала в
					Вид технологи-					Давление						Диаметр						элементах КНБК
					Вид технологи-					на стояке				Количество		Диаметр						элементах КНБК															обвязке
					ческой опера-											насадок															буриль-			кольцевом
		от		до	ческой опера-											насадок						забой-									буриль-			кольцевом
		от		до					ции	в конце				насадок		долота,			долоте			ном						в теле-			ной ко-			простран-			буровой
(верх)			(низ)						ции	интервала,				долота, шт		долота,			долоте												ной ко-			простран-			установ-
(верх)			(низ)		(см. табл. 8.10)					интервала,				долота, шт				мм	(насад-						УБТ						лонне			стве			установ-
					(см. табл. 8.10)						МПа							мм	(насад-			двига-			УБТ			системе			лонне			стве					ки
											МПа								ках)			двига-						системе											ки
																						теле
0			30							7,83				1		22,2			4,92			-			0,09			-
0			30				Бурение			7,83				1		22,2			4,92			-			0,09			-				0,08				0		0,98
																	9x3;
30			710				Бурение			10,6				5			9x3;		6,22			1,66			0,05			-				2,05			0,13			0,53
30			710				Бурение			10,6				5			10x2		6,22			1,66			0,05			-				2,05			0,13			0,53
																	10x2
Пилотный ствол
		710		1400				Бурение				8,58		4		9x3; 10			4,8			1,6			0,07			-				1,14			0,77			0,24
																									0,07			-
														4		9x3; 10			4,8			2,94
	1400			1661			Набор угла				10,28			4		9x3; 10			4,8			2,94			0,07			0,2				1,39			0,89			0,24
																									0,07			0,2
						Стабилизация
	1661			2501		Стабилизация							9,6	4		9x3; 10			4,8			1,6			0,07			-				1,61			1,34			0,24
	1661			2501					угла				9,6	4		9x3; 10			4,8			1,6										1,61			1,34			0,24
									угла
														4		9x3; 10			4,8			2,94
	2501			2600			Набор угла				11,16			4		9x3; 10			4,8			2,94			0,07			0,2				1,78			1,37			0,24
																									0,07			0,2
						Стабилизация
	2600			3372		Стабилизация					11,74			4		9x3; 10			4,8			2,94			0,07			-				1,97			1,77			0,24
	2600			3372					угла		11,74			4		9x3; 10			4,8			2,94										1,97			1,77			0,24
									угла
Под эксплуатационную колонну
						Стабилизация
	2501			2808							11,22				4		9x3; 10				4,8		2,94									1,73			1,48			0,24
																										0,07				-
									угла



	2808			3034			Набор угла				11,56				4		9x3; 10				4,8		2,94									1,96			1,60			0,24
	2808			3034			Набор угла				11,56				4		9x3; 10				4,8		2,94			0,07			0,2			1,96			1,60			0,24
																										0,07			0,2
						Стабилизация
	3034			3135							11,88				4		9x3; 10				4,8		2,94									1,87			1,66			0,24
																										0,07
									угла


Под хвостовик
						Стабилизация
	3135			3282							12,09				5			9x5		1,76												5,96			4,06				0,3
																								-			-			-
									угла



	3282			3332			Набор угла				12,21				5			9x5		1,76												6,03			4,12				0,3
	3282			3332			Набор угла				12,21				5			9x5		1,76				-			-			-		6,03			4,12				0,3
																								-			-			-
						Стабилизация
	3332			4332							14,79				5			9x5		1,76													7,5		5,22				0,3
																								-			-			-
									угла

Расчеты произведены для бурового насоса УНБ-600А с нерегулируемым приводом, устанавливаемого на буровых установках « Уралмаш 3000 ЭУК…». (Буровые установки « БУ 4500…», « БУ -3200 ЭУК2М» оснащены насосами « УНБТ-950», «IRI-1700/270 Е» оснащены насосами «JDECO. Model T-1300 HP», БУ 2900/200ЭПК-БМ оснащены насосами НБТ-600, имеющими регулируемый привод позволяющий установить требуемую производительность).

7.5 Том

скважины Углубление

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 8.11 - Гидравлические показатели промывки

				Наименьшая				Удельная		Схема промывки	Диаметр		Гидромони-					Мощ-
Интервал, м			Вид техно-	скорость вос-		Удельный		гидравли-		Схема промывки	Диаметр		тор-ные		Скорость			ность,
			Вид техно-	ходящего по-		Удельный		ческая		долота (цен-	сопла на		насадки		Скорость			срабаты-
			логической	ходящего по-		расход,		ческая		тральная, пери-	централь-		насадки		истече-			срабаты-
от		до	логической	тока в откры-		расход,		мощ-		тральная, пери-	централь-		коли-	диа-	истече-			ваемая на
от		до	операции	тока в откры-		л/с·см2		мощ-		ферийная, ком-	ном отвер-		коли-	диа-	ния, м/с			ваемая на
(верх		(низ	операции	том стволе,		л/с·см2		ность,		ферийная, ком-	ном отвер-		че-	метр,	ния, м/с			долоте,
(верх		(низ		том стволе,				ность,		бинированная)	стии, мм		че-	метр,				долоте,
)		)			м/с			кВт/см2		бинированная)	стии, мм		ство	мм						л.с.
)		)			м/с			кВт/см2					ство	мм						л.с.

					0.267		0.099		0.220
0		30	Бурение		0.267		0.099		0.220	Центральная		22,2	-	-		100,4			364,6
0		30	Бурение							Центральная		22,2	-	-		100,4			364,6
30		710	Бурение	0.439		0.113		0.310		Периферийная	-		5	9x3;	96,2			289
														10x2
Пилотный ствол
710		1400	Бурение	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	9x3;	86.9			156.0
710		1400	Бурение	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	10	86.9			156.0
														10
1400		1661	Набор угла	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	9x3;	86.9			156.0
1400		1661	Набор угла	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	10	86.9			156.0
														10
1661		2501	Стабилиза-	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	9x3;	86.9			156.0
			ция угла											10
2501		2600	Набор угла	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	9x3;	86.9			156.0
2501		2600	Набор угла	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	10	86.9			156.0
														10
2600		3372	Стабилиза-	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	9x3;	86.9			156.0
			ция угла											10
Под эксплуатационную колонну
2501		2808	Стабилиза-	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	9x3;	86.9			156.0
			ция угла											10
2808		3034	Набор угла	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	9x3;	86.9			156.0
2808		3034	Набор угла	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	10	86.9			156.0
														10
3034		3135	Стабилиза-	0.669		0.108		0.313		Периферийная	-		4	9x3;	86.9			156.0
			ция угла											10
Под хвостовик
3135		3282	Стабилиза-								-		5	9x5
3135		3282	Стабилиза-		1.314		0.117		0.188	Периферийная	-		5	9x5			52,7			41,1
3282		3332	ция угла								-		5	9x5

			Набор угла		1.314		0.117		0.188	Периферийная							52,7			41,1
3332		4332	Стабилиза-								-		5	9x5
3332		4332	Стабилиза-		1.314		0.117		0.188	Периферийная	-		5	9x5			52,7			41,1
			ция угла
	.

7.5 Том

скважины Углубление

100

vk.com/club152685050

Том 5.7 Углубление скважины 101

8.10 Обоснование типа буровой установки

В соответствии с требованиями п. 2.5.6 [3] выбор буровой установки в рамках рабочего проекта на строительство скважин должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра « Допускаемая нагрузка на крюке» выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 « Допускаемой нагрузки на крюке». Выбор должен производиться по большей из указанных нагрузок.

При строительстве рассматриваемой скважины максимальный вес бурильной колонны составит 103,81 т (табл. 8.2), максимальный вес обсадной колонны 122,58 т (табл. 9.4). В соответствие с требованиями п. 2.5.6 [3] применяемые буровые установки должны иметь грузоподъемность, т:

∙	по бурильной колонне не менее	103,81:0,6=173,02;
∙	по обсадной колонне не менее	122,58:0,9=136,2

Всоответствие с ГОСТ 16-293-89 условиям бурения эксплуатационных скважин куст №124, куст №411 Приобского месторождения соответствует буровая установка пятого класса – грузоподъемностью 200 т. В соответствии с пунктом 2.8.3 « ПБ 08-624-03» при протяженности горизонтального участка ствола скваажины более 300 м применение верхнего привода обязательно.

Всоответствии с « Заданием на разработку Групового рабочего проекта на строительство эксплуатационных скважин Приобского месторождения, рекомендованы буровые установки « БУ 3000 ЭУК – 1М», грузоподьемностью 200 т., IRI-1700/270 Е и БУ-4500/270 ЭК-БМ грузоподьемностью 270 т..

Определим допустимую нагрузку на крюке буровой установки БУ 3000 ЭУК – 1М»:

∙	при подъеме (спуске) бурильных колонн, т:	Qдоп = 0,6×200=120;
∙	при спуске обсадных колонн, т:	Qдоп = 0,9×200 =180.
	Определим допустимую нагрузку на крюке буровых установок IRI-1700/270 Е и БУ-4500/270 ЭК-
БМ:
∙	при подъеме (спуске) бурильных колонн, т:	Qдоп = 0,6×270=162;
∙	при спуске обсадных колонн, т:	Qдоп = 0,9×270 =243.

Наибольшая расчетная масса бурильной колонны при строительстве проектируемых скважин составляет:

103,81+0,987=104,8 т,

где : 0,987 – вес вертлюга, т.

Запас по нагрузке на крюке для буровой установки БУ 3000 ЭУК – 1М» при этом, составит:

n=104,8/200=0,52 < 0,6.

Запас по нагрузке на крюке для буровых установок IRI-1700/270 Е и БУ-4500/270 ЭК-БМ составит:

n=104,8/270=0,39 < 0,6.

Из числа обсадных колонн, наибольший вес 122,58 т имеет эксплуатационная колонна 178 мм, спускаемая одной секцией на глубину 3135 м.

Запас по нагрузке на крюке для буровой установки БУ 3000 ЭУК – 1М» при этом, составит:

n= 122,58/200 =0,61 < 0,9.

Запас по нагрузке на крюке для буровых установок IRI-1700/270 Е и БУ-4500/270 ЭК-БМ составит:

n= 122,58/270 =0,45 < 0,9.

Определим коэффициент запаса по весу на крюке буровой установки « БУ 3000 ЭУК – 1М при отрыве от забоя с глубины 4332 м с промывкой при бурении хвостовика:

n=97,6/200 = 0,49 < 1;

Определим коэффициент запаса по весу на крюке буровой установки IRI-1700/270 Е и БУ4500/270 ЭК-БМ при отрыве от забоя с глубины 4332 м с промывкой при бурении хвостовика:

n=97,6/270 = 0,36 < 1;

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Углубление скважины	102
	Буровые установки « БУ 3000 ЭУК–1М», «IRI-1700/270	Е», « БУ-4500/270 ЭК-БМ» удовлетворяет

по грузоподъемности бурению эксплуатационных скважин на Приобском месторождении до проектной глубины, при использовании КНБК и бурильных колонн, предусмотренных настоящим проектом (табл. 8.12-8.14).

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 103

9 Крепление скважины

9.1 Обсадные колонны

Определение коэффициентов запаса прочности

Диаметр ко-	Интервал установки,			Ориентировочная		Коэффициенты
Диаметр ко-		м		Ориентировочная		нормативные
лонны, м				группа прочности
лонны, м	от		до	группа прочности	n1	n2	n3	n4
	от		до		n1	n2	n3	n4
324	0		30	Д	1,0	1,15	1,25	1,30

245	0		710	Дс	1,0	1,15	1,25	1,30

178	0		2771	Е	1,0	1,15	1,30	1,30

	2771		3135	Е	1,15	1,15	1,31	1,30

114	2985		4332	М	1,3	1,15	1,28	1,30

Расчет обсадных колонн проектируемых скважин выполнен в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" [22], "Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность" [23].

Для направления 324 мм спускаемого на 30 м определяются наружное избыточное давление в момент окончания цементирования.

Расчет кондуктора 245 мм, спускаемого на 710 м. и оборудуемого ПВО, производится на:

∙наружное избыточное давление в момент окончания цементирования;

∙внутреннее избыточное давление в момент опрессовки кондуктора совместно с ПВО;

∙растягивающую нагрузку от собственного веса.

Расчет эксплуатационной колонны 178 мм, спускаемой на 3135 м производится на:

∙наружное избыточное давление в момент окончания цементирования;

∙наружное избыточное давление в момент окончания эксплуатации скважины;

∙внутреннее избыточное давление в момент опрессовки колонны;

∙внутреннее избыточное давление в момент ликвидации нефтепроявления;

∙растягивающую нагрузку от собственного веса;

∙натяжение колонны при подвеске в колонной головке.

Расчет хвостовика 114 мм, устанавливаемого в интервале 2985-4332 (по вертикали 2630-2690 м) производится на:

∙наружное избыточное давление в момент окончания эксплуатации скважины;

∙внутреннее избыточное давление в момент опрессовки хвостовика совместно с эксплуатационной колонной;

∙внутреннее избыточное давление в момент ГРП.

∙растягивающую нагрузку от собственного веса.

Избыточное наружное давление определяем как разность между наружным и внутренним давлениями на поздней стадии эксплуатации. В момент окончания эксплуатации расчет производится по формулам 2.18-2.23 п. 2.11 стр. 14 « Инструкции по расчету обсадных колонн».

На рисунках 9.1-9.3 приведены эпюры наружных и внутренних избыточных давлений, построенные по результатам расчетов. В таблице 9.4 приведены параметры обсадных колонн.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Крепление скважины					104
	Исходные данные для расчета эксплуатационных колонн

	Наименование показателей	Ед.	Условный диаметр колонны, мм
	Наименование показателей	Изм.
		Изм.	324	245	178	114
			324	245	178	114
Глубина спуска колонны		м
∙	по вертикали		30	710	2660	2630-2690
∙	по стволу		30	710	3135	2985-4332
Глубина « головы» колонны		м	0	0	0	2985
Длина колонны		м	30	710	3135	1347
Расстояние от устья до цементного раствора		м	0	0	560	-
Максимальное снижение уровня в скважине при экс-		м	-	-
плуатации АС12		м	-	-	2530
плуатации АС12					2530
Глубина установки устройства для ступенчатого це-		м	-	-	-	-
ментирования		м	-	-	-	-
ментирования
Плотность бурового раствора за колонной		кг/м3	-	-	1,10	1,10
Плотность продавочной жидкости		кг/м3	1,16	1,16	1,10	-
Плотность опрессовочной жидкости		кг/м3	1,16	1,16	1,02	-
Плотность цементного раствора		кг/м3
∙	первой порции цементирования		1,85	1,52	1,52	-
∙	второй порции цементирования		-	1,85	1,90	-
Плотность флюида:
АС12		кг/м3	-	-	0,788	0,788
АС11					0,770
АС10					0,796
Давление на кровле продуктивного пласта:
АС12		МПа	-	-	26,1	26,1
АС11					25,9
АС10					25,4
Давление опрессовки колонны на устье		МПа	-	13,5	12,6	-
Типоразмеры обсадных труб:
наружный диаметр			324,0	244,5	178,0	114
толщина стенки			8,5 Д	7,0 Дс	9,2Е	8,56 М
тип резьбы			ОТТМ	ОТТМ	БТС	ОТТМ
			ОТТМ	ОТТМ	БТС	ОТТМ
Наружный диаметр замкового соединения		мV	351	270	194,5	127
Нормативные коэффициенты запаса прочности:
∙ на наружное избыточное давление			1,0	1,0	1,0-1,15	1,3
∙ на внутреннее избыточное давление			1,0	1,0	1,0-1,15	1,3
∙ на внутреннее избыточное давление			1,15	1,15	1,15	1,15
∙	на растяжение		1,15	1,15	1,15	1,15
∙	на растяжение		1,25	1,25	1,30-1,31	1,28
∙	резьбового соединения		1,00	1,00	1,00	1,00

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.1 Способы расчета наружных давлений и опрессовки обсадных колонн

Таблица 9.1 –	Способы расчета наружных давлений и опрессовки обсадных колонн

		Признаки: ДА, НЕТ			Опрессовочный агент
Номер ко-							Рекомендуемая глуби-
Номер ко-			рекомендуется ли вести рас-		краткое название,	плотность (для	Рекомендуемая глуби-
лонны в	Наименование	допустима ли	рекомендуется ли вести рас-		краткое название,	плотность (для	на установки пакеров
лонны в	Наименование	допустима ли	чет наружного давления с		тип, шифр (буро-	газообразного	на установки пакеров
порядке	колонны	поэтапная	учетом		тип, шифр (буро-	агента - относи-	для опрессовки (свер-
спуска		поэтапная	учетом		вой раствор,	агента - относи-	ху вниз), м
спуска		опрессовка	пластового	столба буро-	вой раствор,	тельно воздуха),	ху вниз), м
			давления	вого раствора	инертный газ и т.д.)	г/см3
1	Направление	Гидравлическому испытанию не подвергается

2	Кондуктор	нет	да	да	буровой раствор	1,16	пакер не предусмотрен

3	Эксплуатационная	нет	да	да	техническая вода	1,02	пакер не предусмотрен
3	колонна	нет	да	да	техническая вода	1,02	пакер не предусмотрен
	колонна
4	Хвостовик	Опрессовка хвостовика не предусмотрена

7.5 Том

скважины Крепление

105

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 106

9.1.2 Распределение избыточных давлений по длине колонны

Таблица 9.2 - Распределение избыточных давлений по длине колонны

			Распределение избыточных давлений по длине
		Номер раз-		раздельно спускаемой части колонны
		Номер раз-
Номер	Название колон-	дельно				наружное,		внутреннее,
колонны		спускаемой	глубина, м			наружное,		внутреннее,
колонны		спускаемой	глубина, м			кгс/см2		кгс/см2
в порядке	ны	части колон-
спуска		ны в поряд-
спуска		ны в поряд-
		ке спуска	от		до	от	до	от		до
			от		до	от	до	от		до
			(верх)		(низ)	(верх)	(низ)	(верх)	(низ)

1	Направление	1	0		30	0	0,20	7,5		7,52

2	Кондуктор	1	0		710	0	3,13	13,50		13,92

3	Эксплуатационная	1	0		560	0	6.0	12.60		12.70
			560		1866	6.0	25.28	12.70		11.19
			1866		2821	25.28	27.55	11.19		12.60
			2821		3008	27.55	27.84	12.60		13.07
			3008		3135	27.84	27,91	13.07		10,51
4	Хвостовик	1	2985		3135	27.8	25.3	72.84*		72.81*
			3135		4381	25.3	25.1	72.81*		72.79*

Примечание - *-Хвостовик расчитывается на максимальное внутренне давление, создаваемое при проведении многостадийного ГРП.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B		7.5 Том

07-ИОС-00-00.Б609

скважины Крепление

а – Наружные избыточные давления

Рисунок 9.1 – Эпюры избыточных давлений для колонны 324 мм

107

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

а – Наружные избыточные давления

в – Внутренние избыточные давления

Рисунок 9.2 – Эпюры избыточных давлений для колонны 245 мм

7.5 Том

скважины Крепление

108

vk.com/club152685050
doc.07-IOS-00-00.609B	СамараНИПИнефть		30
			29
			28
			27
			26
			25
			24
			23
			23
			22
			21
			20
			19
		, МПа	18
			17
			16
		Давление	15
	.Б609		14
			13
			12
	07-ИОС-00-00		12
			11
			10
			9
			8
			7
			7
			6
			5
			4
			3
			2
			1
			0
			0	300	600	900	1200	1500	1800	2100	2400	2700	3000
								Глубина, м
		а – Наружные избыточные давления

б – Внутренние избыточные давления

Рисунок 9.3 – Эпюры избыточных давлений для колонны 178 мм

7.5 Том

скважины Крепление

109

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B		7.5 Том

07-ИОС-00-00.Б609

скважины Крепление

а – Наружные избыточные давления

Рисунок 9.4 - Эпюры избыточных давлений для колонны 114 мм

110

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.3 Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб						7.5 Том
9.1.3 Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб
Таблица 9.3 – Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб

	Характеристика обсадных труб				Рекомендуется к
	Характеристика обсадных труб				использованию

наружный диаметр, мм	производство: отече-	условный код типа со-	марка (группа прочно-	толщина стенки,
наружный диаметр, мм	производство: отече-	условный код типа со-	марка (группа прочно-	толщина стенки,	(ДА, НЕТ)
	ственное, импортное	единения	сти труб)	мм	(ДА, НЕТ)
	ственное, импортное	единения	сти труб)	мм
324	отечественное	ОТТМА	Д	8,5	да

245	отечественное	ОТТМА	Дс	7,0	да

	отечественное	ОТТМА	Д	7,9	да

178	отечественное	БТС	Е	9,2	да

114	отечественное	ОТТМА	М	8,6	да	скважины Крепление

111

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.4 Параметры обсадных труб

Таблица 9.4 – Параметры обсадных труб

№ в

Название колон-

Интервал

Длина

Масса

Нарас-

Характеристика труб

Коэффициенты запаса

пор.

ны

установки, м

сек-

тающая

наруж-

тип со-

марка

толщ.

масса 1 м

избыт. давл.

Раст.

по телу

спуска

ции, м

ции, т

масса,

от

до

ный

едине-

стали

стен-

трубы, т

наружное

внутрен.

(страги-

трубы за-

(низ)

(верх)

диа-

ния

ки, мм

ван.)

крепленной

метр,

в клиновом

мм

захвате

Направление

2,06

324

ОТТМА

"Д"

8,5

68,54

1,0/26,50

2,32

1,25/158,25

Основной вариант

Кондуктор

710

32,64

245

ОТТМА

"Дс"

7,0

45,97

1,0/2,16

1,15/1,25

1,35/6,19

1,3/2,97

Вариант 2

Кондуктор

710

34,15

245

ОТТМА

"Д"

7,9

48,10

1,0/2,94

1,15/1,54

1,35/6,62

1,3/3,11

Эксплуатационная

3135/

3135

122,58

178

батресс

"Е"

9,2

39,10

1,15/1,18

1,15/3,82

1,31/2,24

1,3/1,0*

2660**

Хвостовик

4332/

2985/

1347

29,90

114

ОТТМА

8,6

22,20

1,3/2,96

1,15/

1,28/7,35

1,3/4,70

2690**

2630**

1,37***

Примечание:

1.В соответствие с требованием п. 3.26 "Инструкции по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" рекомендуется, в целях предупреждения протирания колонн у устья, устанавливать 20 м труб с максимальной толщиной стенки. По решению Заказчика возможна комплектация обсадных колонн без увеличения толщины стенки у устья.

2.Выбор резьбовых соединений для обсадных труб произведен на основании рекомендаций инструкции по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин 1999 г таблица 6.1. Для участков с интенсивностью искривления до 5 градусов рекомендуются резьбовые соединения ОТТМ

3.* - в целях предупреждения смятия 178х9,2 Е обсадной колонны в клиновом захвате ПКР, спуск последних 228 м обсадных труб производить на элеваторах.

4.В столбцах 13,14,15,16 в числителе указаны нормативные коэффициенты запаса прочности, в знаменателе расчетные;

5.** - глубина по вертикали.

6.*** - Хвостовик расчитывается на максимальное внутренне давление, создаваемое при проведении многостадийного ГРП

7.В случае использовании обсадных труб изготовленных по стандарту API Spec 5CT либо иного типоразмера (группы прочности, толщины стенки, типа резьбового соединения) отличного от проектного, необходимо произвести корректировку данного расчета в соответствии с требованиями "Инструкции по расчету обсадных труб". В любом случае замена параметров обсадных колонн не должна привести к снижению нормативных прочностных характеристик обсадных колонн предусмотренных в данном групповом рабочем проекте.

7.5 Том

скважины Крепление

112

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 9.5 - Суммарная масса обсадных труб для транспортировки

	Характеристика трубы		Масса труб с заданной характеристикой, т

код типа соеди-	условное обозначение трубы по ГОСТ 632-80;		Теоретическая	с плюсовым допус-	с нормативным
нения		муфты по ГОСТ 632-80		ком -1,05 (1,04)	запасом - 1,05
ОТТМА	ОТТМ 324×8,5	ГОСТ 632-80/ОТТМ 324-Д ГОСТ 632-80	2,06	2,16	2,27

		Основной вариант

ОТТМА	ОТТМ 245×7,0	ТУ 1321-032-05757848-2007/ ОТТМ 245-Дс	32,64	34,27	35,98
ОТТМА	ТУ 1321-032-05757848-2007		32,64	34,27	35,98
	ТУ 1321-032-05757848-2007
		Вариант 2

ОТТМА	ОТТМ 245×7,9	ГОСТ 632-80/ ОТТМ 245-Д ГОСТ 632-80	34,15	35,86	37,65


БТС	ОТТМ 178×9,2	ГОСТ 632-80/ ОТТМ 178-Е ГОСТ 632-80	122,58	128,71	135,15
БТС	(ТУ 39.0147016-63-96)		122,58	128,71	135,15
	(ТУ 39.0147016-63-96)

ОТТМА	ОТТМ 114×8,6	ГОСТ 632-80/ ОТТМ 114-М ГОСТ 632-80	30,31	31,83	33,42

7.5 Том

скважины Крепление

113

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.5 Оснастка обсадных колонн

Таблица 9.6 –		Оснастка обсадных колонн

,				Элементы технологической оснастки колонны
колонныДиаметр мм	кочастиНомерпорядкевлонны спуска
колонныДиаметр мм	кочастиНомерпорядкевлонны спуска	порядкевномер спуска				Элементы технологической			Суммарное на ко-
						Элементы технологической			Суммарное на ко-
						оснастки колонны			лонну
			наименование, шифр, типо-	Масса эле-	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ,	интервал установ-		количество
			наименование, шифр, типо-	Масса эле-	МУ И ТП на изготов-	ки,	м	количество
			размер	мента, т	МУ И ТП на изготов-	ки,	м	элементов	масса, т
			размер	мента, т	ление			элементов		кол., шт.
					ление	от	до	на интерва-		кол., шт.
						(верх)	(низ)	ле, шт

324		1	Башмак колонный БК-324	0,083	ОСТ 39.011-74	29	30	1	0,083	1
		3	Обратный клапан ЦКОД 324-2	0,077	ТУ 39-01-08-283-77	24,6	25	1	0,077	1
		4	ПП-324х351	0,0245	ТУ 39-1086-85	-	-	1	0,0245	1
245	1	1	Башмак колонный БК 245	0,06	ОСТ 39.011-74	709	710	1	0,06	1
		2	Обратный клапан ЦКОД 245-2	0,057	ТУ 39-01-08-281-77	699,2	700	1	0,057	1
		3	Продавочная пробка ПП-219х245	0,013	ТУ 39-1086-85	-	-	1	0,013	1
		4	Центратор пружинный	0,017	ТУ 39-01-08-283-77	0	710	7	0,119	7
		4	ЦЦ-245/295-320-1	0,017	ТУ 39-01-08-283-77	0	710	7	0,119	7
			ЦЦ-245/295-320-1
178	1	1	Башмак колонный БК 178	0,028	ОСТ 39.011-74	3134,4	3135	1	0,028	1
		3	Обратный клапан ЦКОД 178-1	0,025	ТУ 39-01-08-281-77	3124,6	3125	1	0,025	1
		4	Продавочная пробка ПП-178	0,004	ТУ 39-1086-85	-	-	1	0,004	1
		5	Турбулизатор ЦТ-178/212-216	0,005	ТУ 39-01-08-284-77				0,025	-
		6	Центратор пружинный	0,011	ТУ 39-01-08-283-77	2	1400	14	0,154


			ЦЦ-178/216-245-1			1405	1661	11	0,121
						1405	1661	11	0,121
										62
						1665	2808	23	0,253	62

						2813	3035	10	0,11

						3040	3135	4	0,044

7.5 Том

скважины Крепление

114

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

,				Элементы технологической оснастки колонны
колонныДиаметр мм	кочастиНомерпорядкевлонны спуска
колонныДиаметр мм	кочастиНомерпорядкевлонны спуска	порядкевномер спуска				Элементы технологической			Суммарное на ко-
						Элементы технологической			Суммарное на ко-
						оснастки колонны			лонну
			наименование, шифр, типо-	Масса эле-	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ,	интервал установ-		количество
			наименование, шифр, типо-	Масса эле-	МУ И ТП на изготов-	ки, м		количество
			размер	мента, т	МУ И ТП на изготов-	ки, м		элементов	масса, т	кол., шт.
			размер	мента, т	ление			элементов
					ление	от	до	на интерва-
						(верх)	(низ)	ле, шт
			6-10-ти стадийная компоновка		«PackerPlus energy
			6-10-ти стадийная компоновка
114	1	1	StageFRAC*			2985	4332	1		1
114	1	1	StageFRAC*		Servise Inc» (Канада)	2985	4332	1		1
					Servise Inc» (Канада)
			в том числе:

			- PermaPlus Hanger Packer					1		1
								1		1

			-Пакер Rock Seal II					8		8
								8		8
			- Центратор					18		18
								18		18
			- Frac PORT					8		8
								8		8
			- Пакер якорного типа Rock Seal					1		1
			IIS					1		1
			- Циркуляционный порт					1		1
								1		1

			- Обратный клапан Single Valve					2		2
			Float Collar					2		2
			Направляющая компановка
			Packers Plus Guide Shoe With Full					1		1
			Open Circulation port					1		1
			Open Circulation port
		2	Центратор ПЦ 2А 114/144		ТУ 3665-037-			2		2
		2			44888724-2003			2		2
					44888724-2003

Примечание –

1.глубина установки и количество центраторов и турбулизаторов уточняются по результатам каротажа

2.для заканчивания скважин с многостадийным ГРП применяется аналогичное оборудование

3.количество стадий ГРП определяется Заказчиком по каждой скважине

7.5 Том

скважины Крепление

115

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.6 Режим спуска обсадных колонн

Таблица 9.7 - Режим спуска обсадных колонн

Обсадная колонна

Тип, шифр

Средства смазки и

Крутя-

Интервал глубины

Промывки при спуске об-

инструмен-

уплотнения резьбо-

с одинаковой до-

вых соединений

щий мо-

Перио-

садных кололонн

та для

пустимой скоро-

Допустимая

мент для

дичность

номер ча-

спуска

стью спуска труб,

скорость

номер

сти колон-

(элеватор,

шифр

ГОСТ, ОСТ,

свинчи-

спуска труб,

долива

произво-

время

в по-

название ко-

ны в по-

спайдер,

или

ТУ, МРТУ, МУ

вания

м/с

колонны,

глуби-

дитель-

про-

рядке

лонны

рядке

спайдер-

назва-

и т. д. на изго-

труб,

от (верх)

до (низ)

на. м

ность,

мывки,

спуска

элеватор)

ние

товление

Нхм

л/с

Направление

ЭН 324-120

Р-402

ТУ 301–04-020

7,5-9,6

Не более 1

250-300

43,35

0,03

Кондуктор

ЭН 245-120,

Р-402

ТУ 301–04-020

5,6-10,2

710

Не более 1

250-300

335

33,49

0,3

ПКРО

710

33,49

1,0

Эксплуатаци-

КМ 178-320

Р-402

ТУ 301–04-020

4,3-6,1

3135

Не более 0,5

250-300

2000

23,37

1,1

онная

ПКР-560

3135

23,37

3,3

Хвостовик

КМ-114-140

Р-402

ТУ 301–04-020

3,30-4,7

2985

4332

Не более 0,5

250-300

3734

15,0

1,3

ПКР-560

4332

15,0

2,9

Примечания:

4.С целью предупреждения прихвата обсадную колонну, в процессе заполнения жидкостью и промежуточных промывок расхаживать на длину рабочей трубы

7.5 Том

скважины Крепление

116

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.7 Опрессовка обсадных труб и натяжение обсадной колонны

Таблица 9.8 - Опрессовка обсадных труб и натяжение обсадной колонны

				Плотность жидко-		Давление на устье скважины при				Давление	Номер рав-
		Номер раз-		сти для опрессов-		Давление на устье скважины при				на устье	нопрочной	Давление
Номер		дельно	Натяжение	ки, г/см3		опрессовке, МПа			Глубина	скважи-	секции в	опрессовки
колон-		спускаемой	эксплуатаци-					части колон-	Глубина	ны при	раздельно	труб рав-
колон-	Название	спускаемой	эксплуатаци-					части колон-	установ-	ны при	раздельно	труб рав-
ны в	колонны	части ко-	онной колон-	раздель-	цемент-	раздель-	цемент-	ны ниже муф-	ки паке-	опрес-	спускаемой	нопрочной
порядке		лонны в по-	ны колонны,	но спус-	ного	но спус-	ного	ты для двух-	ра, м	совке	части (сни-	секции на
спуска		рядке спус-	тс	каемой	ного	каемой	ного	ступенчатого	ра, м	труб ни-	зу, вверх)	поверхно-
		ка		части	кольца	части	кольца	цементирова-		же паке-	(см. табл.	сти, МПа
								ния		ра, МПа	9.4)
1	Направле-	1	-	-	-	-	-	-	-	-	1	8
	ние
2	Кондуктор	1	-	1,16	1,16	13,5	3,8	-	-	-	1	14,2
2	Кондуктор	1	-	1,16	1,16	13,5	3,8	-	-	-	1
3	Эксплуа-	1	21,90	1,02	1,02	12,6	1,5	-	-	-	1	13,3
	тационная	1	21,90	1,02	1,02	12,6	1,5	-	-	-	1
	тационная
	Межколон-	1	-	1,10	-	5,0	-	-	-	-	-
	ное про-											-
	странство
	245х178

Примечания:

1.178 мм эксплуатационная колонна дополнительно испытывается на герметичность снижением уровня жидкости в колонне на 2530 м по вертикали;

2.Выкидные линии ПВО после концевых задвижек опрессовываются в соответствии с п. 2.7.6.14 П.Б. 2003 г.;

3.Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается путем создания давления незамерзающей жидкостью (через отверстие в колонной головке) для контроля межколонного давления. Давление опрессовки не должно превышать остаточную прочность обсадной колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. Для данной скважины определяющим условием является второе, так как в межколонном пространстве находится цементный камень из облегченного цемента, прочность которого значительно ниже прочности обсадной колонны. Время нахождения межколонного пространства под давлением – 30 мин, допустимое снижение давления не более, чем на 0,5 МПа, п.2.7.5.6 ПБ

08-624-03;

4.В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на 0,5 МПа. Присутствие заказчика на опрессовке обязательно.

7.5 Том

скважины Крепление

117

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.2 Цементирование обсадных колонн

В разделе приведены исходные данные, сводные таблицы затрат времени, материалов, техники для цементирования обсадных колонн и оборудования устья скважины (табл. 9.9 – 9.)

9.2.1 Общие сведения о цементировании обсадных колонн

Таблица 9.9 - Общие сведения о цементировании обсадных колонн

		цементироСпособ - (прямойвания, сту- ,пенчатыйобратный)	Данные по раздельно спускаемой							Данные о каждой ступени цементирования
колонныНомерв -спускакепоряд			порядкевномер спуска			устаглубина-	муфтыновки ступенчатодля - цементирого - ,мвания	ступениномер цементирования	плотность, г/см3	Данные о каждой ступени цементирования
колонныНомерв -спускакепоряд			порядкевномер спуска			устаглубина-	муфтыновки ступенчатодля - цементирого - ,мвания	ступениномер цементирования	плотность, г/см3	столбадлина ,жидкостим	порназваниетампонажциираствораного
				части колонны
				интервал								интервал глубины це-
				установки, м								ментиро-вания, м
	Название
	колонны
				от	до							от (верх)	до (низ)
				(верх)	(низ)							от (верх)	до (низ)
				(верх)	(низ)

1	Направление 324 мм	прямой	1	0	30	-		1	1,85	30	ПТЦ I-50	0	30
2	Кондуктор 245 мм	прямой	1	0	710	-		1	1,52	610	ПТЦ IIIоб5-50	0	510
2	Кондуктор 245 мм	прямой	1	0	710	-		1	1,85	200	ПЦТ I-50	510	710
									1,85	200	ПЦТ I-50	510	710
	Пилотный ствол							1	1,90	50	ПЦТ I-G-СС	2285*/2491	2322*/2541
3	(ликвидационный	прямой	1	710	3372	-
3	(ликвидационный	прямой	1	710	3372	-
	мост)							2	1,90	370	ПЦТ I-G-СС	2528*/2886	2746*/3256
									1,10	410	Буровой раствор	0	410
	Эксплуатационная								1,06	150	Буфер	410	560
4	Эксплуатационная	прямой	1	0	3135	-		1	1,52	2665	ПТЦ IIIоб5-100	560	2463*/2721
4	колонна 178 мм	прямой	1	0	3135	-		1
	колонна 178 мм
									1,90	414	РТП-Т-51-100 на ос-	2463*/2721	2660*/3135
									1,90	414	нове ПЦТ I-G-CC1	2463*/2721	2660*/3135
											нове ПЦТ I-G-CC1

Примечания:

1.- глубина по вертикали.

2.– каждый цементный мост установленный в пилотном, после ОЗЦ, проверяеюся на прочность разгрузкой бурильной колонны на 5-8 т.

7.5 Том

скважины Крепление

118

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 9.10 – Характеристика жидкостей для цементирования

Номерколонны

порядкев спуска

частиномерколонныв порядке

Характеристика жидкости (раствора)

спуска

ступениномер

-(вверхснизу)

жидкости (раствора)

30 Вс, мин

МПа

средам

цементного камня

Название ко-

время

время загу-

прочность

стойкость

время

лонны

тип или название

плот-

начала

расте-

водоот-

стевания до

по истече-

к агрес-

ОЗЦ, ч

ность,

схваты-

каемость,

деление,

консистенции

нии ОЗЦ,

сивным

г/см3

вания,

мм

мл

мин

Направление

Тампонажный

1,85

200-220

не регл.

1,5

Нет

Кондуктор

Буферная

1,06

Тампонажный 1

1,52

143

200-220

≤1

0,5

Нет

Тампонажный 2

1,85

190

200-220

≤1

1,5

Нет

Продавочная

1,16

Пилотный

ствол (ликви-

Тампонажный

1,90

135-180

200-220

≤1

≥90

1,5

Нет

дационные

мосты)

Эксплуатаци-

Буферная

1,06

онная

178 мм

Тампонажный 1

1,52

196

200-220

≤1

131

0,5

Нет

Тампонажный 2

1,90

262

200-220

≤1

1,5

Нет

Продавочная

1,10

Примечания:

Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного

раствора п.2.7.4.6. ПБ 08-624-03.

В целях увеличения срока загустевания для приготовления цементных растворов добавка КМЦ (КССБ, НТФ, гипан, ЛСТ) в количестве 0,1-0,3%.

Точное количество добавки реагента определяется лабораторным путем непосредственно перед цементированием в зависимости от необходимого

времени проведения цементажа и от конкретной температуры. При этом достигается увеличение сроков загустевания на 60-120%

В соответствие с п.2.7.4.4.ПБ08-624-03 применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего

цементирования колонны запрещается.

Пробы тампонажного материала должны быть подвергнуты контрольному анализу через 7 суток после первичного анализа.

7.5 Том

скважины Крепление

119

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 9.11 - Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристики компонентов

	Тип или название жид-		Плотность,	Норма расхода компо-	Коэффициент
Название колонны	кости для цементирова-	Название компонента	Плотность,	Норма расхода компо-	Коэффициент
Название колонны	кости для цементирова-	Название компонента	кг/м3	нента, кг/м3	потерь
	ния
		ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96	3150	1231	1,05
Направление	Тампонажный раствор	Вода техническая	1000	616	1,1
Направление	нормальной плотности	Вода техническая	1000	616	1,1
	нормальной плотности	Хлористый кальций	1990	12,9
		Хлористый кальций	1990	12,9
	Буферная жидкость	Вода техническая	1000	1000
	Буферная жидкость	МБП-М	1000	6
		МБП-М	1000	6
	Облегченный тампонаж-	ПЦТ III-Об 5-50 ГОСТ 1581-96	2950	725,5	1,05
Кондуктор					1,05

	ный раствор	Вода техническая	1000	754,5	1,1
	ный раствор	Вода техническая	1000	754,5

	Тампонажный раствор	ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96	3150	1245	1,05
	Тампонажный раствор
	нормальной плотности	Вода техническая	1000	581	1,1
			1000	581	1,1
Пилотный ствол		ПЦТ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96	3150	1319	1,05
(ликвидационный	Тампонажный раствор	ПЦТ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96	3150	1319	1,05
(ликвидационный	Тампонажный раствор	Вода техническая
мост)		Вода техническая	1000	581	1,1
	Буферная жидкость	Вода техническая	1000	935
	Буферная жидкость	МБП-С-100	1000	104
		МБП-С-100

	Облегченный тампонаж-	ПЦТ III-Об 5-100 ГОСТ 1581-96	2600	845	1,05
	Облегченный тампонаж-				1,05
Эксплуатационная	ный раствор	Вода техническая	1000	675	1,1
		Вода техническая	1000	675

		РТП-Т-51-100 на основе ПЦТ I-	3150	1319	1,05
	Тампонажный раствор	G-CC1 ГОСТ 1581-96	3150	1319	1,05
	Тампонажный раствор	G-CC1 ГОСТ 1581-96
		Вода техническая	1000	582	1,1
					1,1

7.5 Том

скважины Крепление

120

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.2.2 Технологические операции при цементировании и режим работы цементировочных агрегатов (буровых насосов)

Таблица 9.12 - Технологические операции при цементировании и режим работы цементировочных агрегатов (буровых насосов)

		Номер ступени цементирования ча-												Время вы-
Номер колонны в порядке спуска														полнения
	Номер части колонны в порядке спуска (снизу вверх)						Количество агрегатов (буровых насосов), работающих на одном режиме	Режим работы агрегатов (буровых насосов)						технологи-
														ческой опе-
			сти колонны (снизу вверх)											рации
				Наимено-						суммарная производительность агрегатов (буровых насосов), л/с	давление,				нарастающее от начала затворения до момента «стоп»
				Наимено-		Тип (шифр)		диаметр цилиндровых втулок, мм	скорость агрегата или число двойных ходов бурового насоса		МПа		объём порции на данном режиме, м3
				вание тех-	Тип или

						агрегата					допустимое для агрегатов (буровых насосов)	на устье сква-жины в конце операции
				нологиче-	название	агрегата
				нологиче-	название	или буро-								в данном режиме
				ской опе-	жидкости	или буро-
				ской опе-	жидкости	вого насоса
				рации		вого насоса
				рации


1	1	1		Затворение	Вода	ЦА-320М (1В)	1						2.6	2.6	2.6
				Закачка	ПЦТ I-50	ЦА-320М(9Т)	1	125	4	14.5	5,88		2.6	3.0	5.7
				Промывка										3.0	8.7
				линий										3.0	8.7
				линий
				Сброс пробки										2.0	10.7
				Продавка	Продавка		1	125	4	14.5	5,88		0.3	0.4	11.1
				СТОП		ЦА-320М(9Т)	1	125	2	4.3	18,63	0,24	1.5	5.8	16.9

2	1	1		Закачка	Буфер	ЦА-320М(9Т)	1	125	4	14.5	5,88	0,13	4.0	4.6	4.6
				Затворение-1	Тампонаж	ЦА-320М (1В)	1						21.0	21.0	21.0
				Закачка-1	ПЦТ III-об5-50	ЦА-320М(9Т)	2	125	4	29	5,88		21.0	12.1	33.0
				Затворение-2	Вода	ЦА-320М (1В)	1						8.8	8.8	33.0
				Закачка-2	ПЦТ I-50	ЦА-320М(9Т)	2	125	4	29	5,88		8.8	5.0	38.1
				Промывка										3.0	41.1
				линий										3.0	41.1
				линий
				Сброс пробки										2.0	43.1
				Продавка	Продавка	ЦА-320М(9Т)	2	125	4	29	5,88	2,64	27.7	15.9	59.0
				СТОП		ЦА-320М(9Т)	1	125	2	4.3	18,63	4,64	1.5	5.8	64.8

7.5 Том

скважины Крепление

121

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B																7.5Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	3	1	1	Закачка	Буфер	ЦА-320М(9Т)	1	125	4	14.5	5,88	0,77	2.5	2.9	2.9	7.5Том
	3	1	1	Закачка	Буфер	ЦА-320М(9Т)	1	125	4	14.5	5,88	0,77	2.5	2.9	2.9
				Затворение-1	Вода	ЦА-320М (1В)	3						44.6	14.9	14.9
				Закачка-1	ПЦТ III-об5-	ЦА-320М(9Т)	2	125	4	29	5,88		44.6	25.6	40.5
				Закачка-1	100		2	125	4	29	5,88		44.6	25.6	40.5
					100
				Затворение-2	Вода	ЦА-320М (1В)	1						9.1	9.1	40.5
					РТП-Т-51-100 ЦА-320М(9Т)
				Закачка-2	на основе		2	125	4	29	5,88		9.1	5.2	45.7
					ПЦТ I-G-CC1
				Промывка										3.0	48.7
				линий										3.0	48.7
				линий
				Сброс пробки										2.0	50.7
				Продавка	Продавка	ЦА-320М(9Т)	2	125	3	29	5,88	4,77	45.7	26.2	77.0
				Продавка		ЦА-320М(9Т)	2	125	2	16.2	9,80	8,25	12.0	12.3	89.3
				Продавка		ЦА-320М(9Т)	2	125	2	8.6	18,63	8,94	3.0	5.8	95.1
				СТОП		ЦА-320М(9Т)	1	125	2	4.3	1863	14,17	1.5	5.8	100.9
07-ИОС-00-00.Б609																скважины Крепление
07-ИОС-00-00.Б609																скважины Крепление

122

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.2.3 Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники

Таблица 9.13 –		Схема обвязки и потребность в цементировочных агрегатах

колонныНомерв спускапорядке	частиНомерколонны	ступениНомерцементирования	Интервал, м		схемыНомеробвяз-	цементировочнойки техники				затворения	-перемеши вания	закачки	продавки	амбара	резерва	колонны		цементного ,муфтыкольца	выкидныхлиПВОиний
			Интервал, м							Потребное количество ЦА
									основных								опрессовки
										в том числе для
			от (верх)	до (низ)			тип	всего
							тип	всего

1	1	1	0	30		1	ЦА-320М	2		1	-	1	1	-	1	-		-	-
1	1	1	0	30		1	(УНЦ)	2		1	-	1	1	-	1	-		-	-
							(УНЦ)
2	1	1	0	710		2	ЦА-320М	5		2	-	2	2	-	1	1		1	1
2	1	1	0	710		2	(УНЦ)	5		2	-	2	2	-	1	1		1	1
							(УНЦ)
цем.	1	1	2528*/2886	2746*/3256		3	ЦА-320М	2		1	-	1	1	-	-	-		-	-
мосты	1	1	2285*/2491	2322*/2541		3	(УНЦ)	2		1	-	1	1	-	-	-		-	-
мосты			2285*/2491	2322*/2541			(УНЦ)
3	1	1	0	3135		4	ЦА-320М	6		3	-	2	2	-	1	1		1	1
3	1	1	0	3135		4	(УНЦ)	6		3	-	2	2	-	1	1		1	1
							(УНЦ)
Работа при смене глинистого раствора на воду перед опрессовкой эксплуатационной колонны, ч																			3,9

Примечание: * - глубина по вертикали

7.5 Том

скважины Крепление

123

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 9.14 - Потребность в смесительных машинах, цементовозах, автоцистернах

Номер						Интервал, м										Потребное количество
колонны			Номер	Номер ступени						смесительных машин							цементовозов			автоцистерн
в по-			части	цементирования		от	до (низ)
в по-			части	цементирования		от	до (низ)					кол., шт							кол., шт		кол., шт
рядке			колонны			(верх)				тип		кол., шт					тип		кол., шт	тип	кол., шт
спуска
1			1	1		0	30			УС-6-30		1						-		-	-
1			1	1		0	30		(2СМН_20)			1						-		-	-
									(2СМН_20)
2			1	1		0	710			УС-6-30		2			Цементовоз с гру-			-		-	-
2			1	1		0	710		(2СМН_20)			2						-		-	-
									(2СМН_20)
															зоподъемностью
цем.						2528/28862746/3256				УС-6-30					зоподъемностью
			1	1		2528/28862746/3256						1					30-40т	-		-	-
						2285/24912322/2541											30-40т
мосты						2285/24912322/2541			(2СМН_20)
мосты									(2СМН_20)
3			1	1		0	3135			УС-6-30		4						-		-	-
3			1	1		0	3135		(2СМН_20)			4						-		-	-
									(2СМН_20)
Примечания
	∙ работа СМН-20 при установке цементных ликвидационных мостов – 24 ч
	∙		* - глубина по вертикали
Таблица 9.15 - Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники

											Потребное количество											Всего
№	Название
					направление 324 мм			кондуктор 245 мм					эксплуатационная 178 мм						цементный мост
					направление 324 мм			кондуктор 245 мм					эксплуатационная 178 мм						цементный мост
пп	или шифр
пп	или шифр				кол., шт.	пробег, км		кол., шт.			пробег, км		кол., шт.				пробег, км		кол., шт.	пробег, км		кол., шт.
					кол., шт.	пробег, км		кол., шт.			пробег, км		кол., шт.				пробег, км		кол., шт.	пробег, км		кол., шт.

1	ЦА-320М				2	324		5			1630			6			1956		2	652		15
1			(УНЦ)		2	324		5			1630			6			1956		2	652		15
			(УНЦ)
		УС-6-30
2	(СМН-20				1	326		2			652			4			810		1	326		8
	ЦПСМ-20)
3		УСО-20			-	-		1			326			1			326		-	-		2
4	СКУПЦ-32				-	-		1			326			1			326		-	-		2
5		БМ-700			-	-		1			326			1			326		-	-		2

7.5 Том

скважины Крепление

124

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 125

9.2.4 Потребное количество материалов для крепления скважины

Таблица 9.16 - Потребное количество материалов для крепления скважины

	ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ и	Ед.		Диаметр колонны, мм
Наименование материалов	ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ и	Ед.						цем.
Наименование материалов	т.д. на изготовление	изм	324		245	178	114	цем.
	т.д. на изготовление	изм	324		245	178	114	мост
								мост
295,3 V-54X		шт.	1		-		-	-
		шт.			1
220,7 V-QN54X		шт.			1
142,9 AU-LS54X-R239M		шт.				1
Башмак колонный типа	ОСТ 39.011-74	шт.	1		1	1	1	-
Продавочная пробка	ТУ 39-1086-85	шт.	1		1	1	-	-
Обратный клапан	ТУ 39-01-08-281-77	шт.	1		1	1	-	-
Центратор колонный	ТУ 39-01-08-283-77	шт.	-		7	62	-	-
Турбулизатор (ЦТ)	ТУ 39-01-08-284-77	шт.	-		-	-	-	-
Подвеска StageFRAC	компании « Шлюмберже»	компл.	-		-	-	1	-

Объем цементного раствора		м3					-
ПЦТ I-50	ГОСТ 1581-96		2,64		8,77		-
ПЦТ III-об 5-50	ГОСТ 1581-96				20,98		-
РТП-Т-51-100 на основе	ГОСТ 1581-96					9,06	-	16,92+
ПЦТ I G-CC-1						9,06	-	2,29
ПЦТ I G-CC-1								2,29
ПЦТ III-об 5-100	ГОСТ 1581-96					44,63	-
Цемент тампонажный		т					-
ПЦТ I-50	ГОСТ 1581-96		3,45		11,46		-	22,12+
ПЦТ I-50	ГОСТ 1581-96		3,45		11,46		-	2,99
								2,99
ПЦТ III-об 5-50	ГОСТ 1581-96				16,79		-
РТП-Т-51-100 на основе	ГОСТ 1581-96					12,55	-
ПЦТ I G-CC-1						12,55	-
ПЦТ I G-CC-1
ПЦТ III-об 5-100	ГОСТ 1581-96					35,71	-
Объем продавочной жидкости		м3	1,83		29,21	62,16	-	26,73+
								23,07
Вода для затворения цемента		м3			5,57+	5,53+		25,55+
+ вода для приготовления бу-		м3	1,72		16,7+	35,52+	-	25,55+
ферной жидкости					4,0	2,54		3,45
ферной жидкости					4,0	2,54
Хлористый кальций	ГОСТ 450-77	т	0,15		-	-	-	-
МБП-М для буферной жидкости		т	-		0,024	-	-	-
МБП-С-100 для приготовления	ТУ 2148-215-00147001-2000	т	-		-	0,26	-	-
буферной жидкости		т	-		-	0,26	-	-
буферной жидкости
Количество смазки Р-402	ТУ-0254-005-54044229-02	кг	0,67		11,18	19,57	2,10	-

Примечание – разбуривание цементного стакана и оснастки низа обсадной колонны производится шарошечными долотами.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 126

9.2.5 Мероприятия по обеспечению подъема цемента за обсадными колоннами на проектную высоту.

Учитывая строение геологического разреза проектируемых скважин, сопряженное с наличием зон поглощений бурового раствора (табл. 4.9) для обеспечения подъема цементного раствора на заданную высоту в процессе крепления скважин обсадными колоннами применить комплекс технологических мероприятий:

1. Цементирование направления 324 мм.

Продавку цементного раствора осуществлять одним агрегатом с производительностью 10,2 л/с.

2. Цементирование кондуктора 245 мм

Цементирование кондуктора 245 мм произвести на всю длину в интервале 710-0 м, применить по интервалам:

∙710-510 тампонажный раствор плотностью 1850 кг/м3 на основе ПЦТ I-50 ГОСТ 1581;

∙510-0 облегченный цементный раствор плотностью 1520 кг/м3 на основе ПЦТ III-Об 5-50 ГОСТ

1581-96.

∙если цементный раствор при цементировании кондуктора вышел на устье, то по истечении 3-

5 ч (после того, как установился статический уровень в затрубном пространстве) по окончании цементирования произвести долив скважины цементным раствором в объеме 1,5-2,5 м3 с устья в затрубное пространство (из расчета 2-3 т сухого цемента требуемого типа). Перед закачкой цементного раствора допускается закачка буферно-кольматирующией жидкости приготовленной на основе тампонажного цемента и бурового раствора.

3.Цементирование эксплуатационной колонны 178 мм.

Цементирование эксплуатационной колонны произвести в интервале 3135-560 м.

Цементный раствор поднять до глубины 560 м с перекрытием на 150 м башмака кондуктора 245 мм. При цементировании применить по интервалам:

∙ 3135-2721 м Расширяющийся тампонажный материал РТП-Т-51-100 на основе ПЦТ I G-CC-1 ГОСТ 1581-96, плотностью 1900 кг/м3;

∙2721-560 м, облегченный цементный раствор плотностью 1520 кг/м3 на основе ПЦТ III-Об 5-

100ГОСТ 1581-96.

4.Хвостовик 114 мм не цементируется.

Впорции цементного раствора, располагающегося против проницаемых (поглощающих) пластов, допускается введение инертных наполнителей.

Для снижения величины гидродинамического давления, возникающего в процессе цементирования эксплуатационной колонны во избежание поглощения цементного раствора перед затворением цемента закачать в скважину минерализованную буферную жидкость в объеме 10 м3.

Запрещается приступать к спуску эксплуатационной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений, п. 2.7.4.14 ПБ 08-624-03.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 127

Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

Расчетная продолжительность цементирования обсадных колонн не должна превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного раствора.

Обсадные колонны в пределах интервала цементирования оснастить элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определены табл. 9.6, а места установки уточнить в рабочем плане на спуск колонны.

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе осуществлять с учетом следующих требований:

∙плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности бурового раствора.

Плотность тампонажного раствора по условию предотвращения гидроразрыва горных пород определяется по формуле:

где

ρö . ð

0,95 -

ния в

ρö . ð . ≤	0,95× Ð	− 0,1× ρ	× Í	á. ð .	− (0,01 ÷ 0,02)× Í	ï	+ (8 ÷16)
	ã . ð .	á. ð .		á. ð .		ï		,
		0,1× (Í ï			− Í á. ð . )			,
		0,1× (Í ï			− Í á. ð . )

. - плотность тампонажной смеси за обсадной колонной, г/см3;

коэффициент запаса по гидроразрыву на глубине поглощающего пласта, может принимать значе-

диапазоне 0,75-0,95;

ρá. ð . - плотность бурового раствора за обсадной колонной, кг/м3;

Нб.р - глубина от устья скважины до границы тампонажной смеси и бурового раствора, м; Нп - глубина от устья скважины до кровли поглощающего пласта, м; Ргр - давление гидроразрыва горных пород в поглощающем пласте на глубине Нп, МПа.

[(0,1 ÷0,2) х Нп + (8÷16)] - дополнительное давление (Р´гидр.), рассчитываемое по формуле Щищенко-Бакланова для определения гидравлических сопротивлений при цементировании, кгс/см2:

Ргидр. = 0,01 х Нп + 8 – при работе одного-двух цементировочных агрегатов;

Ргидр. = 0,02 х Нп + 16 – при одновременной работе нескольких агрегатов (более трех).

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 128

9.3 Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций, возникающих при бурении наклонно-направленных, горизонтальных скважин

Выбор профиля скважины

При проектировании наклонно-направленных скважин необходимо учитывать:

∙геологические особенности месторождений;

∙основные закономерности искривления ствола скважин при бурении с отклонителем и без него;

∙сетку разработки месторождения и траектории ранее пробуренных скважин.

Профиль ствола скважины должен удовлетворять следующим основным требованиям.

∙Проектный профиль должен быть выполнен имеющимся оборудованием.

∙Возможность вращения бурильной колонны в процессе бурения с сохранением ее прочностных характеристик.

∙Предусматривать возможность проведения исправительных работ.

∙Обеспечить минимум затрат на бурение и заканчивание скважин.

∙Обеспечение минимального количества рейсов с отклонителем

∙Учитывать закономерности искривления ствола скважин в отдельных интервалах профиля.

Требования к элементам профиля, компоновкам низа бурильной колонны и технологии бурения.

Бурение вертикального участка.

Минимальная глубина вертикального участка определяется глубиной спуска направления (кондуктора) и должна быть не менее 40-50 м.

Способ бурения вертикального участка определяется сложностью разреза. В условиях отсутствия зон поглощения и интенсивных обвалов (в виде плывунов) рекомендуется применение роторного способа бурения, в остальных случаях - турбинный способ.

Ориентирование отклоняющих компоновок.

Буровой раствор.

Режим бурения.

Нагрузка на долото выбирается в зависимости от типоразмера применяемого долота и твердости пород, согласно проекту. Расход промывочной жидкости в интервале бурения под кондуктор составляет 34-40 л/c , а в интервале бурения под эксплуатационную колонну-20-25 л/c.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 129

При СПО компоновок не допускается “посадок” инструмента более 5 т и « затяжек» более 10 т. Места посадок прорабатываются со скоростью в 2-3 раза больше механической скорости бурения этого интервала.

Проведение геофизических работ.

Контроль за пространственным положением ствола наклонно-направленной скважины.

Для определения фактического положения забоя проводить постоянный контроль параметров кривизны в открытом стволе и построение профиля скважины по результатам замеров.

В вертикальном участке при бурении под кондуктор замерять зенитный угол перед зарезкой наклонного ствола с шагом измерений - 10 м. Если зенитный угол превышает 30, необходимо замерять и азимут скважины.

При забуривании наклонного ствола ниже башмака кондуктора произвести инклинометрию дважды с шагом измерений - 10 м: перед спуском кондуктора и перед забуриванием наклонного ствола на участке от забоя скважины до башмака кондуктора.

После окончания набора угла замеры производятся по всему участку с шагом измерений 10м.

При работах по изменению азимута измерения производить в НУБТ через каждые 12-25 м.

При бурении участка стабилизации инклинометрию проводить через 300-400 м метров бурения роторным способом и через 150-200 м проходки забойными двигателями с шагом измерения 10 м и перекрытием не менее пяти точек предыдущего замера.

Глубину скважины измеряют по буровому инструменту и контролируют замером длины каротажного кабеля.

Необходимость проведения инклинометрии на участке падения зенитного угла определять в зависимости от отклонения фактического профиля ствола скважины от проектного и величины зенитного угла.

По окончании бурения скважины произвести инклинометрию по всему стволу и построение фактической траектории скважины по профилю.

Все инклинометрические замеры заносятся в вахтовый журнал с указанием даты замера, номера прибора, фамилии оператора и личной его подписи.

Особенности бурения наклонно-направленных скважин с кустовых площадок и мероприятия по предупреждению встречи кустов.

Маркшейдерская служба НГДУ при выдаче акта на заложение скважин в кусте обязана выдать копию положения кустов и ранее пробуренных скважин в районе проектируемой кустовой площадки.

До начала работ по обустройству куста НГДУ совместно с буровым предприятием, разрабатывается и утверждается схема разбуривания и расположение оборудования по кусту скважин. При этом необходимо учитывать, чтобы в направлении перемещения бурового станка располагалось минимально возможное количество проектных забоев скважин.

Необходимые изменения схемы куста, возникающие при бурении, оформляются разработчиками совместным протоколом.

После окончания монтажа станка маркшейдерская служба НГДУ уточняет координаты устьев скважин, проектные азимуты и отклонения забоев всех скважин в кусте, намечаемых к бурению. Данные

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 130

передаются геологическому и технологическому отделам бурового предприятия и геологическому отделу НГДУ. Одновременно с этим НГДУ передает в технологический отдел бурового предприятия сведения о предполагаемых интервалах установки погружных центробежных и штанговых насосов, где работа с отклонителем запрещается.

Технологический отдел бурового предприятия составляет план куста в масштабе 1:1000, в котором отражается расположение устье скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения забоев скважин.

До начала бурения первой скважины план куста передается буровому мастеру и специализированной группе по бурению наклоннонаправленных скважин.

Очередность бурения скважин куста зависит от угла между направлением движения бурового станка и направлением на забой скважины. Сначала бурятся скважины, находящиеся « сзади», причем, первыми - скважины с большим зенитным углом, затем - « боковые» и последнюю очередь те, которые расположены по ходу движения станка (в первую очередь скважины с меньшим зенитным углом).

Глубина забуривания наклонного ствола конкретной скважины куста зависит от местоположения ее забоя по отношению к направлению движения станка. При бурении « задних» скважин каждая последующая забуривается с большей глубины, чем предыдущая. При бурении « боковых» скважин глубина забуривания последующей скважины может быть выше, чем у предыдущей, если они находятся по разные стороны от осевой линии куста. При бурении скважин, расположенных по ходу движения станка, каждая последующая скважина забуривается с меньшей глубины, чем предыдущая.

Расстояние по вертикали между точками забуривания двух соседних скважин в кусте должно быть не менее:

∙30 м, если разница в азимутах забуривания менее 100;

∙20 м, если разница составляет 10-200;

∙10 м, если азимуты отличаются более, чем на 200

Проводка наклонных скважин осуществляется по программам, составленным с учетом горизонтальных проекций и профилей ранее пробуренных скважин.

При бурении наклонных скважин с кустовых площадок для сохранения вертикальности верхнего участка необходимо обеспечить:

∙центровку вышки,

∙горизонтальность стола ротора,

∙соответствие размеров вкладышей ротора и квадратной штанги,

∙соблюдение компоновок, указанных в разделе « Углубления скважины» настоящего проекта,

∙соосность резьбовых соединений нижней части бурильной колонны и прямолинейность УБТ.

Бурение вертикального участка вести с проворотом бурильного инструмента.

Перед забуриванием наклонного ствола необходимо замерить угол и азимут вертикального участка с интервалом между соседними замерами - 10 м.

При зенитным угле вертикального участка менее 30 возможное положение ствола на глубине L определяется кругом с центром в точке, соответствующей положению устья скважины, и радиусом:

R = L х sin[Θср+ΔΘ]

где: Θср. - среднее значение зенитного угла в градусах до глубины L в м; ΔΘ - погрешность инклинометра, ΔΘ = 0030/.

При бурении вертикального участка под кондуктор для предупреждения встречи стволов необходимо произвести контрольный замер инклинометром при достижении глубины, на которой по предыдущей скважине радиус опасной зоны с учетом горизонтального смещения забоя достигает значения 0,4 а, где а - расстояние между устьями бурящейся и ранее пробуренной скважины в кусте.

При сближении стволов скважин необходимо контролировать взаимное их положение и расстояние между ними и делать промежуточные инклинометрические замеры:

∙при бурении с отклонителем - через 25 м;

∙на участке стабилизации зенитного угла - через 200-300 м;

Радиус круга опасной зоны ствола скважины на глубине определяется:

r = 0,008L1 +0,017L2 + R

где: Θср. - среднее значение зенитного угла в градусах до глубины L в м; ΔΘ - погрешность инклинометра, ΔΘ = 0030/.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 131

Все инклинометрические замеры заносятся в вахтовый или специальный журнал, хранящийся на буровой, с указанием даты замера, номера прибора, фамилии оператора и его подписи.

Таблица 9.17 - Допустимые погрешности измерения зенитного угла и азимута

Зенитный	Допустимая погрешность измерения, град
угол	зенитного угла	азимута
2	0,5
2 - 3	0,5	10
5 - 10	0,5	5
10 - 50	1,0	5
50	2,0	5

Разности двойных измерений зенитных углов в диапазоне зенитных углов в диапазоне от 00 до 500 не должны превышать 1,00.

Разности двойных измерений азимутов (град.) в зависимости от величины зенитного угла (град.) не должны превышать допусков приведенных в таблице 16.3.

Таблица 9.18 - Допуски на разности измерений азимутов в зависимости от величины зенитного угла

Зенитный угол		Допустимые разности двойных измерений азимутов приборами
		КИТ, КИТ - А
1,5
1,5	- 2,0	70
2,0	- 3,0	30
3,0	- 4,0	12
4,0	- 5,0	12
5,0 - 15,0		10
15,0	- 50,0	8

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 132

Резьбовые соединения труб, используемых при строительстве наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин

Для обеспечения безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насоснокомпрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины резьбовые соединения должны обеспечивать:

∙проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

∙достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб:

∙возможность прохождения внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов, ловильного инструмента и т. п.

Резьбовые соединения должны иметь необходимую износостойкость, обеспечивать их ремонт и реставрацию, в максимальной степени отвечать условиям взаимозаменяемости и иметь минимальную стоимость.

Несущая способность резьбовых соединений на растягивающую нагрузку должна обеспечивать достаточную прочность с учетом влияния потенциальных изгибающих нагрузок Влияние изгиба учитывается увеличением запаса прочности в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности соединения. Для труб с резьбами трапециидального профиля с нормальным диаметром муфт при интенсивности искривления до 5°/10 м для труб диаметром 178 мм и 3°/10 м для большего размера труб, расчет на прочность резьбовых соединений при растяжении производится аналогично расчетам для вертикальной скважины. При интенсивности искривления от 3 до 5°/10 м для труб диаметром выше 178 мм допускаемая нагрузка на растяжение уменьшается на 10 %.

Повышение герметичности выбранных резьбовых соединений в необходимых случаях должно обеспечиваться использованием соответствующих уплотнительных материалов и герметизирующих средств. Герметизирующие средства, используемые в промысловых условиях, должны соответствовать заводским по области применения.

Тип резьбового соединения, применяемые при его сборке смазки и герметизирующие средства должны соответствовать:

∙ виду флюида, находящегося в колонне в различных ее интервалах. Для многофазной системы типа "газ - нефть - конденсат" находящаяся в колонне среда считается газообразной, если ее усредненный по интервалу удельный вес γ = 0,3 • 10" н/м3;

∙максимальному внутреннему избыточному давлению по секциям рассчитываемой колонны.

∙максимальным значением внутреннего давления считается для жидких сред - давление гидроиспытания, для газа - максимальное рабочее давление или давление при возникновении газопроявлений;

∙максимальной температуре, под воздействием которой находится колонна в процессе строительства и эксплуатации скважин.

При температурах свыше 200° С применяются резьбовые соединения с уплотнением металлметалл.

Профиль резьбы, тип и конструкция резьбового соединения, вид герметизирующего средства уточняются с учетом условий обеспечения:

∙прочности,

∙герметичности,

∙минимального радиального зазора между муфтой (замком) и проходным диаметром ствола скважины (предыдущей колонны).

Выбор типа резьбового соединения и герметизирующего материала для интервалов колонны, рассчитываемых на наружное избыточное давление, производится во всех случаях применительно к условиям работы в жидкой среде.

Замковые резьбовые, соединения бурильных колонн должны обеспечивать снижение сил сопротивления при спуско-подъемных операциях, предупреждать желобообразование и износ обсадных колонн в интервалах изгиба стволов скважин.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 133

При выборе труб с высокогерметичными фирменными резьбовыми соединениями рекомендуется учитывать возможность изготовления силами предприятия необходимых переводников и развитость сервисного фирменного обслуживания в данном регионе.

Резьбовые соединения обсадных труб

Муфтовые резьбовые соединения обсадных труб предполагают соединение обсадных труб в колонну с помощью резьбовых муфт стандартного и уменьшенного диаметров с коническими резьбами различного профиля. При этом виде соединения число резьб в обсадной колонне в два раза превышает число труб.

При выборе обсадных труб для крепления скважин с интенсивностью набора угла до 5°/10 м следует применять муфтовые соединения обсадных труб с резьбой трапецеидального упорного профиля, которые выпускаются стандартного и уменьшенного диаметров. Последнее обстоятельство позволяет обсаживать стволы сложного профиля с уменьшенными зазорами между диаметром ствола и наружным диаметром муфты. Профиль витка трапецеидальной резьбы имеет вид неравнобедренной трапеции с опорной (упорной), гранью витка, расположенной под значительным углом к направлению действия растягивающей (изгибающей) нагрузки. Подобный профиль витка предотвращает скольжение опорной грани и позволяет использовать данный тип резьбы в стволах со средней степенью набора кривизны

Отечественные обсадные трубы с указанными резьбами изготавливаются в сортаменте 114…340 мм по ГОСТ 632-80 под маркой ОТТМ. Также могут быть использованы обсадные трубы диаметром 102 и 114 мм с муфтами уменьшенного диаметра, выпускаемые по ТУ14-161-163-96 « Трубы обсадные». Технические характеристики труб приведены в ТУ.

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб (НКТ).

Виды и конструкции резьбовых соединений НКТ в целом аналогичны резьбовым соединениям обсадных труб.

Муфтовые соединения НКТ с резьбой треугольного профиля делятся на два вида: гладкие НКТ и НКТ с высаженными наружу концами. Резьба НКТ с высаженными наружу концами по сравнению с гладкими НКТ характеризуются следующим:

а) повышенной несущей способностью резьбы к растягивающим осевым на грузкам, сопоставимой с нагрузкой на тело трубы;

б) увеличенным на 4,0...5,0% наружным диаметром муфты и наружным диаметром трубы в зоне высадки, что требует применения специализированного элеватора для спуско-подъема колонны НКТ.

Отечественные НКТ с вышеуказанными резьбами изготавливаются по ГОСТ 633-80, характеристики труб и резьбовых соединений детально даны в « Инструкции по расчету насосно компрессорных труб» Трубы диаметром 73 и 89 мм с увеличенной фаской на муфте могут изготовляться по ТУ 14-3-999-81.

Резьбовые соединения бурильных труб.

Отечественные бурильные трубы с приваренными замками в настоящее время изготавливаются по ГОСТ.Р 50278-92.

Замки (резьбовые соединения) приварные изготавливаются по ГОСТ 27834-95 и привариваются методом трения к высаженным тремя способами концам бурильных труб: ПВ - трубы с внутренней высадкой: ПК - с комбинированной и ПН - с наружной высадкой

Условное обозначение приварного замка (ЗП) включает округленное до целого числа значение наружного диаметра, диаметр проходного отверстия, группу прочности и толщину стенки трубы.

Выбор замков (резьбовых соединений) отечественных бурильных труб сводится к выбору рационального сочетания наружного диаметра трубы, несущей способности трубы с замком в целом и соотношения диаметров замка и трубы с номинальным диаметром ствола скважины.

Требования, предъявляемые к соотношению диаметров ствола, бурильных и обсадных колонн

Наружный диаметр труб бурильной колонны обусловленный необходимостью обеспечить оптимальные гидравлические соотношения при бурении, определяется из соотношения:

0,46Dîê ≤ D ≤ 0,67Dîê − 15,0

где Dок - наружный диаметр обсадной колонны, мм.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 134

УБТ должны удовлетворять требованию минимальной жесткости (EI), а именно: во всех случаях жест кость на изгиб должна быть не меньше жесткости обсадной колонны (ОК), под которую ведется бурение, т.е.

EIÓÁÒ	³ EI ÎÊ
DÓÁÒ	³	1 - [(DÎÊ		- 2δ ÎÊ		) / DÎÊ ]4
D		1	- (d	ÓÁÒ	/ D	)4

ÎÊ					ÓÁÒ

Где: DУБТ, dУБТ – наружный и внутренний диаметры УБТ, мм; DОК, dОК – наружный диаметр и толщина стенки ОК, мм.

Выполнение условий вышеприведенного соотношения обеспечивает проходимость обсадной колонны в пробуренный ствол.

Мероприятия способствующие уменьшению силы прижатия бурильной колонны к стенкам скважины

Проверка минимизации желобообразования и износа обсадной колонны проводится в следующей последовательности

а) В интервале набора зенитного угла бурильная колонна и замки прижимаются к стенке скважины с усилием F

F = Pl

где Р - натяжение бурильной колонны под собственным весом в расчетном интервале Н;

l - расстояние между замками, м;

R - радиус кривизны, м

По приведенной формуле рассчитывается F последовательно для каждого интервала, в т.ч. Fo - в открытом стволе и Fn - в интервале, перекрытом обсадной колонной.

б) Если в открытом стволе давление замка FО выше допустимого, то при спускоподъемных операциях и вращении труб будет происходить разрушение стенок скважины, усилится процесс желобообразования и увеличатся силы сопротивления при движении колонны.

Допустимое усилие прижатия FО устанавливается буровым предприятием или институтомпроектировщиком.

Анализ осложнений при бурении наклонных скважин показывает, что допустимая сила прижатия замка FО к стенке скважины для мягких пород, залегающих до глубины 1000 м, составляет 10Н, ниже указанной глубины – 2 ÷ 3 ×10Í .

в) Если в стволе, перекрытом предыдущей колонной, давление замка Fn выше допустимого, то при спуско-подъемных операциях и вращении инструмента будет происходить интенсивный износ обсадной колонны. Допустимое усилие Fn устанавливается по промысловым данным; зарубежной практикой бурения горизонтальных скважин допустимая величина Fn ограничена значением 8800 Н.

г) Если сила прижатия Fo и Fn стандартных замков превышает допустимое значение, то необходимо увеличить радиус искривления. При жестко заданном радиусе искривления, когда интервал набора угла ограничен или обсадная колонна уже спущена, необходимо:

∙установить в интервале искривления трубы с дополнительным протекторным утолщением в промежутке между замками;

∙применять замки с увеличенными скосами (фасками) или с уменьшенным диаметром;

∙ограничить применение замков с армированной наружной поверхностью в обсадной колонне или установить резиновые центраторы.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 135

Рекомендуемый порядок работ по установке цементных мостов в пилотном стволе

Установка ликвидационных мостов осущевствляется согласно « Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов». На каждую технологическую операцию, в том числе и установка цементного моста в пилотном стволе, разрабатывается индивидуальный план работ на каждую скважину технологической службой бурового предприятия.

После достижения проектной глубины пилотного ствола (3372 м) и проведения всего комплекса геолого-физических исследований, необходимо установить ликвидационный цементный мост в интервале 2886-3256 м.(на 20 м выше и ниже кровли) и цементный мост в интервале 2491-2541 м с целью установки клина-отклонителя.

Примерный порядок работ по установке цементных мостов:

Спустить бурильные трубы ЛБТПН 147х13 « Д16Т» до глубины 2886 м. Произвести промывку ствола скважины в течение 1,5-2 циклов. Параметры бурового раствора привести в соответствии с ГТН

Закачать в бурильные трубы цементный раствор, постоянно контролируя его плотность.

Закачать продавочную жидкость (буровой раствор плотностью 1,10 г/см3).

Поднять бурильные трубы до глубины установки « головы» цементного моста и произвести промывку скважины до полного вымывания остатка цемента из бурильных труб и ствола скважины.

Поднять бурильные трубы до глубины 2541 м по стволу и произвести выше перечисленные операции.

Поднять бурильные трубы в башмак кондуктора и оставить скважину для ОЗЦна 24 часа. Поднять бурильные трубы на поверхность полностью.

Собрать роторную компоновку: долото 220,7 мм, УБТ 165 - 25 м, ЛБТПН 147х13 « Д16Т» и спустить в скважину для нащупывания « головы» цементного моста. Последние 2-3 свечи спускать со скоростью не более 0,7 м/с

Цементный мост в интервале 2491-2541 м подбурить до глубины 2501 м. Произвести испытание на прочность цементного моста разгрузкой бурильного инструмента до 3-5 т

На глубине 2501 м произвести промывку в течение 1,5-2 циклов, привести параметры бурового раствора в соответствии с ГТН и поднять бурильный инструмент на поверхность. Долить скважину до устья.

Примечания:

Характеристика жидкостей, компонентный состав, потребность в цементировочных агрегатах, потребное количество материалов, представленны в разделе 9 табл. 9.10, 9.11, 9.13, 9.16.

Приведенный порядок работ по установке цементного моста - ориентировочный.

Необходимость бурения пилотного ствола определяется заказчиком.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 136

9.4 Оборудование устья скважины

Таблица 9.19 - Оборудование устья скважины

Диаметр

Давление

Типоразмер,

ГОСТ, ОСТ,

опрессовки

шифр или назва-

Количество,

Допустимое

обсадной

МРТУ, ТУ, МУ и

Масса,

устьевого

ние устанавлива-

превенторов,

давление,

колонны,

оборудования

емого оборудова-

т.д. на изготов-

шт.

МПа

мм

и ПВО

ния

ление

Противовыбросовое оборудование

245

13,50 МПа

ОП5-230/80х35

ГОСТ 13862-90

7,6

178

12,60 МПа

ОП5-230/80х35

ГОСТ 1386290

7,6

Испытание

12,60 МПа

ОП2-180/65х21

ГОСТ 1386290

2,6

Колонная головка

178, 245

13,50 МПа

ОКО 21-245х178

ТУ 3665-002-

0,10

08634603-09

Фонтанная арматура

при добычи

12,60 МПа

АФЭН 65x21 ХЛ

ГОСТ 13846-89

0,88

Оборудование герметизации устья скважины при ГРП

ГУ1М-160х70

ТУ 3666-015-2700-

При ГРП

0,4

5283-2002

Примечания:

2Хвостовик 114 мм проверяется на герметичность совместно со 178 мм колонной

3Давление на устье при опрессовке совместно с обсадными колоннами 245 мм и 178 мм соответственно равны 13,50 МПа и 12,60 МПа.

4Испытания уплотнительных элементов колонных обвязок на прочность и герметичность производятся на головной партии в заводских условиях гидравлическим способом на давление

Рпр=2Рр и Рг=Рр по ТУ 26-02—1146-93, Рр=21/35 МПа.

5Качество резиновых уплотнителей деталей (кольца) должно соответствовать требованиям ГОСТ 9833-73; уплотнителей – IV группе ТУ 38.105..1082-86. Марка резины В14 (ТУ 38.105.108286).

6Рекомендуется устанавливать устьевое оборудование скважин, изготовленное для условий работы при низких температурах.

7Максимальное давление на устье при проведении ГРП – 70 МПа.

8Система противофонтанной арматуры включает две шаровые задвижки. Одна из задвижек оснащается дистанционным управлением с пульта. Рабочее давление шаровых задвижек должно быть не менее предельно допустимого давления других элементов нагнетательного трубопровода буровой установки, а их проходное сечение должно соответствовать проходному сечению стволовой части (п. 2.5.22 ПБ 08-624-03).

9Перед спуском эксплуатационной (технической) колонны, плашки соответствующие диаметру бурильных труб в превенторе с трубными плашками, заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой колонны, или на приёмных мостках должна находиться аварийная стальная бурильная труба типа ТБПК 127 с соответствующими прочностными характеристиками (см. табл. 8.5., 8.6. подраздела 8 данного проекта). На ниппель аварийной трубы должен быть установлен переводник на спускаемую обсадную колонну и шаровой кран в открытом положении. Бурильная труба с шаровым краном и переводником опрессовываются гидравлическим давлением 285 кгс/см2 и окрашиваются в красный цвет.

10При бурении под « хвостовик» на буровой необходимо иметь аварийную стальную бурильную трубу типа ТБПН 89 с соответствующими прочностными характеристиками (см.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Крепление скважины 137

табл. 8.5., 8.5.а. подраздела 8 данного проекта) с шаровым краном (обратным клапаном). В случае газонефтеводопроявления аварийная труба наворачивается на последнюю трубу бурильной колонны, для герметизации устья скважины превентором с трубными плашками. Бурильная труба с шаровым краном и переводником опрессовываются гидравлическим давлением 285 кгс/см2 и окрашиваются в красный цвет.

11 Перед спуском хвостовика плашки, соответствующие диаметру бурильных труб в превенторе с трубными плашками, заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой колонны, или на приёмных мостках должна находиться аварийная стальная бурильная труба типа ТБПН 89 с соответствующими прочностными характеристиками (см. табл. 8.5., 8.6. подраздела 8 данного проекта). На ниппель аварийной трубы должен быть установлен переводник на спускаемую обсадную колонну и шаровой кран в открытом положении. Бурильная труба с шаровым краном и переводником опрессовываются гидравлическим давлением 285 кгс/см2 и окрашиваются в красный цвет.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 138

10 Испытание скважины

10.1 Испытание пластов в процессе бурения

Испытание в процессе бурения не предусмотрено.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 10.1 - Продолжительность работы пластоиспытателя, спускаемого на трубах

Объект испыта-

Затраты времени на испытание

Суммарное время по всем

ния

объектам, сут

Вид операции

для буровой организации

для геофизической организации

(опробование,

нормативное время, ч

глубина

испытание, ис-

всего

для буро-

для геофизи-

нижней

пытание с гео-

ожидание

номер

промывка

испытание

вой органи-

ческой орга-

границы,

физическими

проработка

на

притока

на

исследованиями)

по нормам

по табл. 5

по табл. 1

объект,

по табл. 1

(опробование)

объект,

зации

низации

ЕНВ

СНВ на

сут

СНВ на

по табл. 1

сут

ИПТ

СНВ на ИПТ

ИПТ

Таблица не содержит информации

Таблица 10.2 - Характеристика КИИ и технологические режимы работы пластоиспытателя, спускаемого на трубах

Характеристика КИИ

Режим рабо-

Режим испытания

Хвостовик

отбиКоличествопробраемых

ты пакера

объекта

зумпфаДлина, м

долотаДиаметр подбурениядля ,ммзумпф

Глубина

количество, шт.

пакерашифр

-пробооттип борника

осевая ,тснагрузка

начальный -давперепад ,МПаления

,депрессия передаваемая ,МПапластна

количество -исслециклов дования

-ожидавремя ,чпритокания

Номер

нижней

тип испы-

объекта

границы

диаметр,

длина,

испытания

объекта,

тания пла-

испытателей

пакеров

мм

стов

пластов

Таблица не содержит информации

Таблица 10.3 – Продолжительность работы опробователя пластов, спускаемого на кабеле

Интервал залегания

Испытание объекта

объекта, м

Тип

Источник норм

Номер объекта

количество от-

количество

опробователя

продолжительность

времени

от (верх)

до (низ)

бираемых

выездов отря-

проб, шт.

работы, сут

да, шт.

Таблица не содержит информации

7.5 Том

скважины Испытание

139

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 140

10.2Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне

10.3Общие сведения

В скважину до забоя спускается колонна НКТ (параметры НКТ приведены в таблице 10.4) и осуществляется перевод скважины на техническую воду с промывкой скважины до чистой воды. Производится опрессовка эксплуатационной колонны.

Проверить скважину на приток. Удостовериться что скважина стабильна. Соединить уплотнительный узел с трубой НКТ.

Спустить уплотнительный узел на НКТ выше головы хвостовика. Записать вес колонны при ходе вверх/вниз. Промыть скважину солевым раствором. Медленно допустить колонну и произвести стыковку уплотнительного узла с головой хвостовика. Работы по стыковке уплотнительного узла с головой хвостовика проводить под руководством представителя компании-поставщика уплотнительного узла.

Смонтировать фонтанную задвижку. Произвести опрессовку затрубного пространства. Стравить давление до нуля. Произвести опрессовку внутреннего пространства НКТ. Стравить давление до нуля.

Работы по освоению скважины производятся подъемным агрегатом, грузоподъемностью не менее 60 тонн.

К началу работ по освоению скважина находится в следующем состоянии:

высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям ПБ 08-624-03 (в случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком, проектной организацией);

эксплуатационная колонна и колонна-хвостовик заполнены водным раствором КСl с плотностью

ρ=1,10 г/см3;

заколонное пространство заполнено также раствором КСl (ρ=1,10 г/см3).

После замены раствора в колонне на солевой раствор проводятся работы по интенсификации притока методом многостадийного ГРП.

Работы по гидроразрыву пласта выполняются в соответствии с технологическими инструкциями (регламентами) сервисных предприятий производящих данный вид работ.

Запуск насоса и вывод скважины на режим эксплуатации производится специалистами службы заказчика.

Порядок проведения и продолжительность работ по освоению добывающей скважины приведен в таблице 10.8.

Расчёт продолжительности работ по спуску ЭЦН приведен в таблице 10.8. Расчёт потребного количества материалов приведен в таблице 10.10, потребного количества техники для освоения добывающей скважины приведён в таблице 10.9.

10.3.1 Технология проведения многостадийного ГРП

Под руководством и контролем специалистов, в соответствии с плановым проведением работ проводятся операции по стимуляции пласта АС10-12 методом ГРП с использованием системы заколонных пакеров StageFRAC либо аналоголов в соответствии с технологией « Проведения комплекса работ по ГРП с использованием компановки StageFRAC» Шлюмберже. Москва, 2010г.

Метод многостадийного ГРП представляет собой систему заколонных пакеров StageFRAC , либо его аналоголов, спроектированых для проведения операций по стимуляции пласта методом ГРП в скважинах с нецементрованным хвостовиком как в песчаниковых, так и в карбонатных коллекторах. Данная система существенно повышает эффективность ГРП, сегментируя ствол скважины и обеспечивая механическую изоляцию между секциями открытого ствола при помощи высокоэффективных заколонных пакеров для нецементированных хвостовиков системы RockSeal II. Данная система (StageFRAC либо аналоги), включающая в себя набор пакеров RockSeal II, пакер яркого типа RockSeal IIS и концевого пакера Perma-Plus, гидравлических портов FracPORT, разделенных хвостовиками необходимой длины и диаметра, а так же другие забойные инструменты (центраторы, циркуляционные порты) обеспечивают точное по – стадийное размещение песка – проппанта в пласт в необходимых местах коллектора за одну операцию по гидроразрыву пласта (ГРП) (возможно проведение до 10 ГРП на одной скважине).

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 141

10.3.2 Подготовительные мероприятия перед проведением работ по ГРП

10.3.2.1 Требования к комплектации бригады КРС оборудованию и инструменту

Для освоения скважин после бурения разрешено применять передвижные подъемные агрегаты заводского изготовления, соответствующие требованиям ПБ 08-624-03 и инструкций заводовизготовителей по их эксплуатации, прошедшие необходимые испытания и обеспечивающие безопасность производства работ. Типы агрегатов определяются рабочим проектом на строительство скважины, исходя из конкретных видов и условий работ на скважине. Эксплуатация подъемных агрегатов по температурным условиям определяется предельными значениями температуры наружного воздуха, установленными заводомизготовителем.

Подъемные агрегаты импортного производства должны иметь соответствующие сертификаты и разрешение на применение РОСТЕХНАДЗОРА.

Бригада освоения в зависимости от условий и плана работ должна быть оснащена необходимым набором инструмента, оборудованием, механизмами, материалами и запасными частями, в соответствии с табелем технического оснащения согласно РД-153-39-023-97, в том числе технологическими НКТ, ключами Ойл-Кантри (или их аналогами) с регулируемым моментом свинчивания, подвесными штанговыми ключами с визуальным контролем и ограничителем крутящего момента, электронными индикаторами веса с регистрацией параметров 1 раз в секунду. Табель технического оснащения бригады, составленный с учетом требований Заказчика, утверждается главным инженером подрядной организации.

Устье скважины перед освоением оборудуется противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования разрабатывается на основе установленных требований и согласовывается с Территориальным Управлением по Технологическому и Экологическому надзору Ростехнадзора, противофонтанной службой и Заказчиком,

п. 2.7.6.4. ПБ 08-624-03.

ТРЕБОВАНИЯ К КОМПЛЕКТАЦИИ БРИГАДЫ ОСВОЕНИЯ ПРИ ПЗР К ГРП

Перед проведением подготовительных работ перед ГРП бригада КРС должна быть обеспечена следующим перечнем оборудования и инструмента:

подъемный агрегат, с грузоподъемностью превышающей ожидаемый вес инструмента на 20-30 тонн. Для скважин с отходом от вертикали более 1000 м и зенитном угле более 38 градусов – на

40-50 тонн;

блок долива, обеспечивающий подогрев технологической жидкости в условиях пониженных температур окружающей среды;

желобная емкость с дополнительной ступенчатой системой очистки от механических примесей и проппанта, объемом не менее 8 м3;

герметизирующая катушка с комплектом резиновых уплотнений, которая обеспечивает подъем подвески НКТ с контролем давления в затрубе. Резиновое уплотнение катушки должно обеспечивать нормальное прохождение муфты НКТ, не повреждая ее целостности и сохраняя герметизирующие свойства;

насосный агрегат с блоком манифольдных задвижек;

шаровые краны не менее 10 шт;

дополнительные стеллажи для укладки технологических и прочих лифтов НКТ;

гидравлический трубный ключ, обеспечивающий регулировку моментов заворота резьбы;

оборудование и инструмент для работы « свечами» ( для подъемных агрегатов конструктивно предусмотренных для работ двухтрубками);

наличие 2-х плашечных превенторов, КГО;

скрепер соответствующего типоразмера;

воронка для отсыпки забоя скважины проппантом;

шаблон для эксплуатационной колонны соответствующего типо-размера;

комплекс оборудования для ликвидации ГПП, КОПС;

электронный индикатор веса;

промывочный шланг высокого давления;

двухштропный элеватор Р=80т; другое оборудование и инструмент, согласно действующего табеля оснащения бригад.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 142

10.3.2.2 Требования к лифтам НКТ для проведения ГРП

Лифт ГРП должен обеспечить эффективную и безаварийную работу при производстве ГРП и проведении СПО. Ответственность за качество возлагается на владельца НКТ.

Для проведения гидравлического разрыва пласта надлежит использовать новые НКТ импортного производства согласованные с заказчиком; тип труб бесшовные гладкие НКТ 114х7,37 группы прочности не ниже Р-110 изготовленных по стандарту API 5CT.

Дополнительные требования к трубам для ГРП:

∙при изготовлении испытательное гидравлическое давление не ниже 72,92МПа;

∙содержание серы и фосфора в стали в массовых долях не более 0,025% каждого, если стандарт API 5CT не предусматривает меньших значений;

∙наличие по телу трубы и муфты ударной (накатной) заводской маркировки позволяющей установить принадлежность НКТ по сертификату качества;

∙диапазон длин по R-2, R-3 с ограничением максимальной длины до 10,5 метров;

∙наличие сертификатов качества НКТ на русском языке.

Завоз, вывоз лифтов под ГРП осуществляется по принятым договорным отношениям. Организован учет и контроль количества СПО согласно действующих регламентов сервисов по ГРП (даты СПО, бригада, месторождение, куст, скважина). Наличие на месте производства работ паспорта на подвеску НКТ. Допустимое количество СПО для новых НКТ 114 мм Р-110 - 8 СПО, после ремонта - 5 СПО.

В комплекс работ при ремонте НКТ должно быть включено гидравлическое испытание на давление 743 атм, время выдержки не менее 10 сек.

Подрядчик по ГРП для проведения гидравлического разрыва пласта должен использовать новые переводники и патрубки согласованные с заказчиком, со следующими дополнительными требованиями при изготовлении:

∙механические свойства материала переводника должны соответствовать группе прочности Р-110 (по стандарту АРI 5CТ) или группе прочности Р (по ГОСТ Р 52203-2004, ГОСТ 633-80), предел прочности не менее 862 МПа, предел текучести 758-965 МПа. При использовании НКТ более высокой группы прочности, механические свойства материала переводника должны соответствовать группе прочности применяемых НКТ в лифте ГРП;

∙патрубки должны изготавливаться из новых НКТ с 0-СПО, требования к НКТ изложенных выше по тексту письма;

∙толщина стенки переводника должна быть не менее толщины стенки применяемых НКТ при ГРП;

∙толщина стенки патрубка должна соответствовать толщине стенки применяемых НКТ при ГРП;

∙на наружной поверхности переводника и патрубка должна быть нанесена ударная маркировка глубиной 0,2-0,4мм, высота знаков не менее 6мм, содержание маркировки: обозначение, группа прочности, заводской номер, дата выпуска (месяц, год), товарный знак;

∙при транспортировке и хранении резьба переводника и патрубка должна быть покрыта резьбо-

уплотнительной смазкой РУСМА-1 и защищена от повреждений предохранительными деталями; Подрядчик по ГРП организовывает учет и контроль за переводниками и патрубками ГРП по следующим параметрам: количество СПО, количество прокачанного проппанта. В паспорте на переводник и патрубок указывается: дата СПО, количество СПО, количество прокачанного проппанта, бригада ТКРС, месторождение, куст, скважина. Наличие паспортов на переводники и патрубки на месте производства

работ обязательно.

После каждого СПО обеспечить визуальный и инструментальный контроль состояния тела и резьбы переводников, патрубков на соответствие требованиям ГОСТ и стандарта АРI-5СТ.

Допустимое количество проведения спускоподъёмных операций на переводники и патрубки, входящие в состав лифта ГРП ограниченно - не более 5 СПО.

10.3.3 Подготовка ствола скважины для проведения ГРП

На скважинах вышедших из бурения, промывку забоя, шаблонирование и скреперование эксплуатационной колонны производится по согласованию с Заказчиком. Спуск инструмента необходимо производить на НКТ диаметром не менее 73мм в следующей компоновке:

∙Перо-воронка либо воронка.

∙Хвостовик. Длина хвостовика определяется в плане работ в зависимости от низа обрабатываемого скрепером интервала, зоной перфорации и необходимого текущего забоя.

∙Скрепер. Диаметр скрепера должен соответствовать внутреннему диаметру колонны.

∙Шаблон.

∙Подвеска НКТ-73мм.

∙Расчет на прочность технологической подвески для проведения работ, является приложением к плану работ. Необходимый запас прочности - не менее 1,3.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 143

∙Технологическая подвеска должна быть паспортизирована, и соответствовать действующему регламенту по эксплуатации НКТ.

∙При спуске необходимо производить замер и шаблонирование НКТ.

∙Скрепер должен иметь паспорт завода изготовителя и инструкцию по эксплуатации. Техническое обслуживание при необходимости ремонт должен осуществляется (согласно инструкции завода изготовителя или пользователя) после каждой СПО с отметками в паспорте.

10.3.4 Передача скважины флоту ГРП, бригаде КРС

Подрядчик по КРС обязан освободить и очистить площадку с целью обеспечения расстановки оборудования ГРП.

После завершения ГРП, все задвижки фонтанной арматуры скважины должны быть закрыты. Подрядчик по ГРП обязан освободить и очистить площадку с целью обеспечения расстановки бригады или флота ГНКТ для освоения скважины после ГРП. При пропусках в задвижке ГРП устанавливается дублирующая задвижка.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 144

10.3.5 Проведение многостадийного ГРП

Основное оборудование компоновки:

1.Perma Plus Hanger Packer(либо их аналоги) – Пакер - Обеспечивает гидравлическую изоляцию открытого ствола скважины. Располагается в промежуточной эксплуатационной колонне. Служит нескольким целям: доставка компоновки StageFRAC, либо аналоголов, и удержание ее в натянутом состоянии, позволяет отсоединение буровых труб и замену на НКТ для ГРП, служит постоянным пакером после проведения всех операций.

2.RockSeal либо аналог - Якорный пакер - Обеспечивает удержанию конструкции в открытом ство-

ле

3.RockSeal или аналог – Пакер - Обеспечивает гидравлическую изоляцию в открытом стволе. Служит разделителем участков для стимуляции предохраняя их от заколонных перетоков во время проведения ГРП.

4.FracPORT или аналог - Порт ГРП. - Порт открывается при расчетном давлении, обеспечивая доступ к пласту для проведения ГРП.

5.Ball Seat Toe Circulating Sub либо аналог - Нижний циркуляционный порт - Циркуляционный порт монтируется на конце подвески (имеет седло для посадки шарика). Позволяет проводить циркуляцию жидкости и очистку скважины при спуске компоновки StageFRAC. По завершению операции, специальный шарик блокирует циркуляцию и при расчетном давлении происходит распакеровка системы.

6.Packers Plus Guide Shoe with Full Open Circulation port или аналог - Направляющая компоновки -

Обеспечивает безопасность спуска компоновки.

7.Single Valve Float Collar или аналог - Обратный клапан - Предназначен для направления жидкости (циркуляции) вдоль труб и в затрубное пространство. Перекрывает обратный поток.

8.RockSeal Centralizer или аналог - Центратор - Обеспечивает коаксиальность компоновки по отношению к открытому стволу. Конфигурация зависит от пластовых условий.

Окончательное решение по месту размещения портов ГРП, их количеству и расстоянию между элементами компоновки принимается после бурения горизонтальной секции и при наличии следующей информации:

1.Анализа каротажного материала на горизонтальном стволе.

2.Анализа профиля горизонтальной секции скважины и каверномера.

3.Корректировка геомеханической модели пласта.

4.Анализа профиля притока скважины на гидродинамической модели (рекомендуется)

Процедура проведения шаблонирования / промывки ствола скважины

После достижения проектной глубины и извлечения бурового инструмента на поверхность, для снижения вероятности осложнений во время операций спуска системы компоновки StageFRAC(либо аналоголов), требуется проведение шаблонирования/промывки по указанной ниже процедуре:

•Сборка промывочной компоновки и спуск в скважину осуществляется на месторождении под руководством представителей поставщика оборудования для заканчивания скважин.

•Промывочная компоновка должна спускаться в скважину без вращения или циркуляции пока позволяет состояние скважины. Тем не менее, при достижении труднопроходимого участка, вращение трубы, расхаживание, циркуляция и обратная циркуляция могут быть использованы для нормализации труднопроходимого участка по согласованию с представителем поставщика оборудования для заканчивания скважин.

•При достижении заданной глубины и подъема на поверхность, по решению сервисного инженера компании, проведение промывки может быть проведено повторно для всего ствола скважины или его участка.

•После проведения указанной выше процедуры компоновка промывки извлекается из скважины, монтируется система StageFRAC(или его аналоги) для спуска в скважину.

Процедура проведения спуска StageFRAC или его аналогов.

После успешного завершения процедуры шаблонирования/промывки система StageFRAC(или его аналоги) монтируется для спуска в скважину. Компоновка StageFRAC, либо аналог, рассматривается как метод заканчивания скважин, ее спуск осуществляется на том же оборудовании, что и спуск хвостовиков. Со всеми компонентами системы StageFRAC(или его аналоги) следует обращаться и монтировать в соответствии со спецификацией производителя.

∙Cпуск компоновки осуществляется со скоростью не превышающей 30 сек/труба (если другие ограничения не установлены инженером).

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 145

∙Заполнять хвостовик чистой жидкостью глушения каждые 5 трубок пока Провести циркуляцию перед входом в открытый ствол.

∙Спустить компоновку в открытый ствол на заданную глубину.

∙Проверить вес компоновки движением вверх-вниз, записать результаты.

∙Подбить линию на замещение жидкости глушения.

∙Заместить жидкость глушения.

∙Сбросить 31.75 мм шар для нижнего циркуляционного порта:

1)Закачать объем необходимый для посадки 31.75 мм шара.

2)При посадке шара, увеличить давление до закрытия циркуляционного элемента.

3)Распакеровать Пакера - Plus RockSeal Packers и Пакер - Perma-Plus Liner Hanger(или их аналоги).

4)Поднять давление до 204.2 атм для распакеровки Perma-Plus Liner Hanger Packer(или его аналоги) и активации посадочного инструмента

5)После распакеровки Perma-Plus(или его аналоги) пакерной системы, провести тест на распакеровку

6)Опрессовать затруб, тест не менее 5 мин.

7)Стравить давление.

8)Из нейтральной позиции вращать направо 10-12 оборотов. Для освобождения посадочного инструмента.

9)Поднять на поверхность посадочный инструмент.

Процедура ГРП

В любое время до монтажа оборудования ГРП либо после монтажа оборудования ГРП, возможно провести открытие первого гидравлического порта ГРП FracPORT(или его аналоги) повышением давления до ориентировочно 272.5 атм.

Подготовка к работе:

1.монтаж основной линии, комплекса ГРП.

2.монтаж линии запуска шаров.

3.опрессовка всех линий в соответствии со стандартами компании.

4.подготовка проппанта и жидкости для ГРП

5.подготовится к проведению 1ой стадии

Процедура запуска шариков высокого давления (ВД)

Замечание: Безопасность является основным приоритетом для процедуры монтажа и запуска шаров ВД. Рекомендуется устанавливать дистанционно-управляемый вентиль для запуска шаров.

Лист для проверки до начала работ:

1.Размер шариков до 1.625 - 2.625” ПРОВЕРИТЬ по наличию

2.Проходное отверстие Протектора устьевого оборудования и всей линии движения шара (проходной диаметр должен быть больше диаметра шаров ) ПРОВЕРИТЬ по наличию.

3.Любое Устьевое оборудование через которое будет двигаться шар (проходной диаметр должен быть больше диаметра шара)

4.НКТ и внутрискважинное оборудование (проходной диаметр должен быть больше диаметра шара)

5.Давление открытия портов ГРП (проверить в соответствии со спецификацией наземного и подземного оборудования)

Проведение ГРП:

1.Провести монтаж оборудования ГРП

2.Увеличением давления открыть порт ГРП FracPORTTM (либо аналог) при 273 атм (4,004 psi)

3.ГРП Первой стадии в соответствии с планом проведения

4.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 41.275 мм (1.625”) шар для стадии №2

5.После прохождения шарика устья скважины увеличить скорость закачки до расчетной

6.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шарика

7.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) до 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

8.ГРП Второй стадии в соответствии с планом проведения

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 146

9.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 44,45 мм (1,75”) шар для стадии №3

10.После прохождения шарика устья скважины увеличить скорость закачки до расчетной

11.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шарика

12.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

13.ГРП Третьей стадии в соответствии с планом проведения

14.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 47.625мм (1.875”) шар для стадии№4

15.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шара

16.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

17.ГРП Четвертой стадии в соответствии с планом проведения

18.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 50.8мм (2”) шар для стадии№5

19.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шара

20.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

21.ГРП Пятой стадии в соответствии с планом проведения

22.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 53.975мм (2.125”) шар для стадии№6

23.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шара

24.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

25.ГРП Шестой стадии в соответствии с планом проведения

26.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 57.15 мм (2.25”) шар для стадии№7

27.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шара

28.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

29.ГРП Седьмой стадии в соответствии с планом проведения

30.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 60.325 мм (2.375”) шар для стадии№8

31.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шара

32.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

33.ГРП Восьмой стадии в соответствии с планом проведения

34.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 63.5 мм (2.5”) шар для стадии№9

35.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шара

36.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

37.ГРП Девятой стадии в соответствии с планом проведения

38.Снизить скорость закачки дo 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM) и сбросить 66.675 мм (2.625”) шар для стадии№10

39.Непосредственно перед посадкой скважина снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шара

40.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

41.ГРП Десятой стадии в соответствии с планом проведения

42.Непосредственно перед посадкой шара на седло в скважине снизить скорость до 1.2-1.5 м3/мин (5-10 BPM), провести посадку шара

43.Увеличить давление для активации втулки FracPORTTM (либо аналог) 108 атм (1,575 psi), выйти на расчетную скорость закачки ГРП

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 147

10.3.6 Обработка призабойной зоны пласта

После окончания работ по ГРП по указанию геологической службы Заказчика осуществляется обработка призабойной зоны пласта кислотным составом.

Выбор кислотной композиции, расчёт ингредиентов и технология приготовления производится в соответствии с технологическими регламентами на обработку призабойной зоны пласта кислотными композициями ООО « РН-Юганскнефтегаз» Работы по глинокислотной обработке ПЗП осуществляются согласно технологических регламентов. Рекомендуемая в кислотном растворе концентрация НСl 8-10%, концентрация плавиковой кислоты (HF) не выше 3%. При приготовлении глинокислоты использовать бифторидфторид аммония (БФФА). Рекомендуемый кислотный состав: 8-12% НСl плюс 4% (не более) БФФА.

Порядок работ следующий:

∙Низ колонны НКТ устанавливается над интервалом обработки.

∙По колонне НКТ в скважину закачивается кислотная композиция при открытой затрубной задвижке.

∙По достижении кислотной композицией низа колонны НКТ затрубная задвижка

закрывается.

∙При закрытой затрубной задвижке производится продавка водой кислотной композиции в пласт с максимально возможной производительностью, при давлении (замеренном в межтрубном пространстве), не превышающем 21,00 МПа.

Время ожидания реакции не предусматривается. Немедленно, после закачки кислотной компози-

ции в ПЗП, производится гидровоздействие с целью рассеивания продуктов реакции по пласту - дальнейшая безостановочная закачка воды в пласт (не менее 3-х объёмов от кислотного состава), при давлении (замеренном в межтрубном пространстве), не превышающем 21,00 МПа. При этом должна быть достигнута запланированная приемистость.

10.3.7 Интенсификация притока

На втором этапе согласно плана работ по освоению скважины предусматривается вызов притока созданием расчетной депрессии на пласт путем снижения уровня.

Операции по вызову притока производятся с использованием гибких НКТ (ГНКТ). Ø38 мм с толщиной стенки от 3,96мм до 3,4мм (толщина стенки уменьшается к скважинному концу ГНКТ).

Разрешение на использование оборудования для спуска ГНКТ, перечень оборудования и сертификат соответствия приведены в приложениях к проекту.

Перед началом работ по вызову притока произвести СПО ГНКТ с инструментом MILL4BLADE JUNK для разбуривания деталей внутри компановки Stage FRAC.

Произвести спуск ГНКТ с воронкой до глубины 2481м по стволу (место установки пакера Perma

Plus).

Произвести работы с использованием ГНКТ:

При достижении ГНКТ пакера и наличия чистой возвратной жидкости, произвести остановку жидкостного насоса. Дождаться стабильного притока из скважины.

После проведения предыдущей технологической операции с промывкой технологической жидкостью произвести захолаживание азотного конвертера. Остановить жидкостный насос. Запустить газификатор с подачей азота в соответствии с планом работ (программой).

Произвести цикл освоения продолжительностью согласно плана работ при разных расходах азота. Расход азота должен меняться каждые два часа, для того чтобы определить наиболее оптимальный, при котором будет наибольший приток нефти из скважины. Последние два часа освоения работать на оптимальном режиме (время цикла освоения указывается в плане работ).

Отбор проб производить каждые два часа. Первую пробу цикла сразу предоставлять в лабораторию для определения КВЧ и процентного содержания воды.

Проводить замеры притока каждые 30 мин и общее количество отобранной из пласта жидкости. После освоения отвезти отобранные пробы в лабораторию Заказчика на месторождении. В сводке отразить: процентное содержание нефти в возвратной жидкости, средний приток пластового флюида, количество отобранной из пласта жидкости.

По согласованию с заказчиком при необходимости провести дополнительные циклы освоения (параметры освоения согласовать со службой супервайзинга, по результатам предыдущего цикла освоения). По результатам принять решения о глушении скважины и спуска ЭЦН.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 148

По окончанию работ, остановить закачку азота, дождаться полного выхода азота из скважины и провести технологический отстой 1,5 - 2 часа (в зависимости от угла скважины), для оседания твердых частиц. По окончании технологического отстоя произвести отбивку забоя без циркуляции.

Произвести глушение скважины солевым раствором хлористого калия Плотность солевого раствора для глушения объекта определена в соответствии с п. 2.7.3.3.

Правила, с учетом глубины залегания объекта и величины пластового давления.

Глушение скважины производится в соответствии с п.3.1.4 Правил, путем замены скважинной жидкости на жидкость глушения. По истечении 1-2 час. при отсутствии переливов скважина считается заглушенной.

Глушение производить при подъеме ГНКТ на поверхность.

Поднять ГНКТ из скважины выше сплошных глухих плашек превентора, закрыть коренную задвижку (сосчитать и сверить количество оборотов записанных ранее). Скорость подъема ГНКТ не должна превышать 20 м/мин.

При соблюдении п.2.2.9 « ПБ в НГП» используются другие способы вызова притока из пластов, не противоречащие требованиям « Правил безопасности…» ( закачка пенных систем, использование струйных насосов, свабирование).

В случае отличия способа вызова притока от проектного, финансирования выполненных объемов работ производится по исполнительным сметным расчетам.

После проведения работ по испытанию объекта и операции глушения производится перевод скважины на насосный способ эксплуатации.

Скважинные жидкости и пластовые флюиды, собираются в накопительных емкостях и после запуска первой скважины куста откачиваются в нефтесборный коллектор. В зимнее время до выхода на режим двух первых скважин они откачиваются в емкость долива, откуда жидкость вывозится в места утилизации, согласованное с НГДП

Результаты расчета параметров насосно-компрессорных труб (технологический комплект), потребного количества материалов и техники для испытания скважины, продолжительность испытания скважины на продуктивность приведены в таблицах далее.

10.3.8 Колтюбинговая технология. Общие сведения.

Колтюбинговая технология основана на использование непрерывной стальной гибкой трубы (ГНКТ) намотанной на барабан, находящийся на поверхности земли конец колонны гибкой трубы подсоединен к высоконапорной муфте вертлюга на ступице барабана, что обеспечивает возможность непрерывной прокачки жидкости через колонну во время спускоподъемных и технологических операций в скважине.

Использование колтюбинговой установки для проведения различных технологических операций позволяет снизить не только затраты на добычу нефти и газа, но и повысить экологическую безопасность Применение колтюбинговой технологии позволяет сократить затраты времени на установку оборудования, проведения спускоподъемных операций, повысить производительность труда по сравнению

сприменением традиционных подъемников и сократить стоимость ремонтных работ.

10.3.9Подготовительные мероприятия перед проведением работ с использованием ГНКТ

Перед проведением работ с ГНКТ территория кустовой площадки и вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.

Спланированная территория куста скважин должна иметь размеры, обеспечивающие размещение оборудования бригад по ремонту скважин.

Взаимное расположение подъемной установки, рабочей площадки и приемных мостков на кустах скважин производится так, чтобы работающий за пультом управления (машинист подъемника, бурильщик) имел возможность наблюдать за движениями, работой рабочих на рабочей площадке, приемных мостках и движением талевого блока. Все работы на скважине с ГНКТ должны производится по плану, составленному и утвержденному в установленном порядке с учетом « Руководства по эксплуатации ГНКТ» и в соответствии с требованиями « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ( Москва 2003г.) План работ должен содержать:

сведения по конструкции и состоянию скважины; пластовые давления и дату их последнего замера; сведения о внутрискважинном оборудовании; перечень планируемых технологических операций;

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 149

режимы и параметры технологических процессов; сведения о категории скважины; газовый фактор;

схему и тип противовыбросового оборудования; плотность жидкости глушения и параметры промывочной жидкости;

объем запаса раствора, условия его доставки с растворного узла; мероприятия по предотвращению аварий (нефтегазопроявлений и т.п.). За выполнение плана

работ назначаются ответственные лица.

При выборе оборудования для проведения работ с ГНКТ необходимо руководствоваться следующими критериями:

производительность используемой насосной установки и тип жидкости влияют на размер ГНКТ; глубина скважины, её отклонение и геометрия ствола скважины влияют на выбор размера тру-

бы, длины на барабане, внешнего диаметра и толщины стенки, и глубины установки колонны; внутренний диаметр обсадной и спущенной НКТ могут повлиять на размер используемой ГНКТ

из-за зазора в кольцевом пространстве; давление на устье скважины и давление подачи труб в скважину;

удельный вес закачиваемой жидкости является фактором для выбора размера ГНКТ; усталостная стойкость, тип трубы, разряд для максимальной тяги и номера колонн задейство-

ванных в операции; какие работы выполнялись ранее с этой трубой и необходимость прочистки труб;

Проверка технического состояния установки ГНКТ должна выполняться в соответствии с утверждённой процедурой проведения оценки технического состояния установки ГНКТ (Контроль качества). Необходимо надлежащим образом заполнить все формы проведения осмотра, расписаться на них и приложить их к бортовому журналу.

Все неисправности, обнаруженные во время выполнения предыдущих работ, должны быть устранены, в подтверждение чего на заказ-наряде должна стоять подпись исполнителя.

Перед проведением спуско-подъёмных операций (СПО) необходимо провести тяговые испытания ГНКТ-подъёмника:

перед спуском в скважину ГНКТ проверить счетчики глубины и индикатор веса; перед монтажом ГНКТ в устье скважины отмотать пару метров трубы, а затем намотать её на

барабан обратно для проверки работоспособность счетчиков глубин; провести тест на предполагаемую максимальную тягу;

должны быть откорректированы показания приборов фиксирующие изменение веса и гидравлического давления

Скорость выполнения СПО должна соответствовать приведенным ниже значениям: максимальная скорость спуска в скважину для ГНКТ размером до 1,5 (3,81 см) составляет 35

м/мин в исследованной среде; для трубы размером больше 1,5 скорость спуска в исследованную скважину ограничена до 30

м/мин;

если спуск в скважину ранее не производился, то максимальная скорость спуска труб размером до 1,5 составляет 25 м/мин, а для труб большего размера - 20 м/мин;

при приближении к любым препятствиям (патрубки, узлы подвески, непроходимости и т.д.) максимальная скорость спуска должна быть ограничена до 5 м/мин до их прохождения;

скорость спуска должна быть снижена наполовину, когда ГНКТ находится в 100 м от искусственного забоя. За 50м от искусственного забоя скорость спуска уменьшить до 5 м/мин;

если во время спуска текущий спусковой вес внезапно уменьшился более чем на 500 DaN для трубы размером 1,5 и менее, необходимо немедленно остановить спуск и оценить сложившуюся ситуацию. Установку ГНКТ также необходимо остановить, если при спуске трубы размером более 1,5 показатели веса резко снизились на 1000 DaN.

Примечание: При проведении спуско-подъемных операций, необходимо правильно отрегулировать и установить регулирующий клапан переменного давления (R1E).

максимально допустимая скорость подъема для труб размером 1,5 и меньше – 40 м/мин; максимальная скорость подъема для труб размером более 1,5 составляет 35 м/мин; скорость подъема необходимо снизить при приближении и прохождении препятствий (патрубки

и т.д.);

после каждых 200 м поднятой трубы необходимо сравнить показания 2-х счетчиков глубины. Отличия в показаниях может явиться признаком проскальзывания цепи;

при подходе ГНКТ к отметке 75 м от поверхности, скорость подъема должна быть уменьшена наполовину. На глубине 20м скорость подъема необходимо снизить до 5м/мин;

Примечание: Максимальная тяга не должна превышать 80% запаса прочности на растягивающие нагрузки. После того, как скорость подъёма была уменьшена для прохождения препятствий или при

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 150

приближении к поверхности регулирующий клапан переменного давления (R1E) нужно отрегулировать на подачу нужного гидравлического давления и поддержания заданной скорости.

Все катушки гибких труб, отправляемые на работу, должны пройти испытание водой. Проведение опрессовки должно регистрироваться на графике в течение 15 минут после стабилизации давления. Перед проведением опрессовки на максимальное давление следует провести 5 минутное испытание на низкое давление 2100 кПа.

10.3.10 Порядок производства работ с ГНКТ

Проверить оборудование на наличие повреждений, которые могли возникнуть во время его транспортировки.

Убедиться, что грузоподъемность крановой установки позволяет осуществлять подъем всех единиц оборудования в пределах допустимых нагрузок.

Расставить все основное и вспомогательное оборудование для работ с ГНКТ. По возможности, оборудование следует располагать против ветра или навстречу ветру по отношению к устью скважины. Следует учитывать преобладающее направление ветра и его порывы. Проходы между и вокруг оборудования следует держать свободными.

Рабочий барабан установки ГНКТ должен быть установлен на достаточном расстоянии от устья скважины, таким образом, чтобы угол подачи гибкой трубы с барабана был меньше максимального угла приема гусака или трубоукладчика. Инжектор должен находиться под прямым углом по отношению к барабану ГНКТ.

Подсоединить все гидравлические шланги к барабану ГНКТ, силовому блоку, кабине управления, превентору и головке инжектора. В первую очередь всегда следует подсоединять дренажный шланг кожуха.

Произвести монтаж нагнетательной линии от насосного агрегата к барабану ГНКТ (при необходимости закрепив отдельные участки труб) и опресовать линию при закрытой задвижке барабана на 1400 кПа. Продолжать опресовку в течение 5 минут после стабилизации давления. Довести давление опрессовки до максимального и поддерживать его на этом уровне в течение 10 минут после стабилизации. Проверить вертлюг барабана на наличие течи.

Примечание: Все графики опрессовки должны быть подписаны и снабжены пояснениями. При испытании не разрешается превышать максимально допустимое рабочее давление испытуемого оборудования. Повторная опрессовка смонтированного на объекте оборудования производится каждые семь дней.

При необходимости, Смонтировать превентор с глухими/срезными плашками и гидравлическими шлангами, соединенными к аккумуляторному блоку. Проверить исправность работы превентора и установить его сверху, непосредственно на коренную задвижку. Закрыть срезающие и глухие плашки превентора и опрессовать снизу на нужное давление. Опрессовать на 1400 кПа. Продолжать испытание в течение 5 минут после стабилизации давления. Довести давление до максимального давления опрессовки и поддерживать его на этом уровне в течение 10 минут после стабилизации давления.

Стравить давление и открыть срезающие/глухие плашки превентора.

Смонтировать лубрикатор (удлинитель) на превентор. Необходимо проверить полную работу всех функций превентора, наблюдая закрытие и открытие плашек превенторов, и осмотреть гидравлику на утечку. Во время проверки работы трубных и клиновых плашек, необходимо вставить кусок трубы в корпус превентора для закрытия клиновых плашек вокруг трубы. Следует осмотреть герметизирующие поверхности, чтобы убедиться, что в корпусах плашек находятся вставки нужного размера. Раскрыть клинья и осмотреть трубу на предмет повреждений. Испытание срезающих плашек должно производиться перед каждой работой с использованием жестких каротажных канатов и двойных подвесок ГНКТ для подтверждения их способности срезать колонны труб или ГНКТ с канатом.

Подсоединить запорные задвижки и линию глушения к боковым соединительным отверстиям на превенторе.

Примечание: Отверстие для подсоединения линии глушения может использоваться во время испытания противовыбросового оборудования. Обычно это отверстие используется для проведения аварийных работ, и не должно использоваться для закачки либо циркуляции технологической жидкости в скважине.

Закрыть глухие плашки превентора и опрессовать снизу на 1400 кПа. Продолжать опрес-совкув течение 5 минут после стабилизации давления. Довести давление до максимального давления опрессовки и поддерживать его на этом уровне в течение 10 минут после стабилизации давления. Обычно эта операция выполняется через быстроразъемное соединение для глушения скважины, и давление прилагается на верхнюю центральную задвижку. Стравить давление.

Установить и визуально проверить натяжение цепи головки инжектора. Не допускать излишне-

го натяжения.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 151

Проверить работу головки инжектора в обоих направления на «спуск» и «подъем», вращая цепи, чтобы устранить любую имеющуюся слабину цепей до заправки ГНКТ в инжектор. Это исключит возможность повреждения ГНКТ во время ее прохождения через цепи.

Установить гусак на головку инжектора. Обеспечить надлежащее выравнивание с цепями инжек-

тора.

При применении гидравлического датчика веса, используется гидронасос для поднятия рамы инжектора и освобождения транспортировочных болтов. При применении электрического датчика веса (датчик веса по деформации электропроводящего элемента в загрузочной камере), используется крепежный штифт.

Подать ГНКТ с барабана и вставить трубу в инжектор. При использовании тросового захвата для заправки трубы в инжектор, захват прикрепляется к трубе и размотка трубы с барабана производится с помощью инжектора.

Убедиться, что манометры на инжекторе и манометры в кабине управления имеют одинаковые показания (контур инжектора).

Перед началом спуска ГНКТ в скважину руководитель работ должен иметь в своем распоряжении нижеследующую информацию:

Профиль ствола скважины или схему конструкции скважины; Параметры эксплуатационных ограничений гибкой трубы;

В случае отсутствия параметров эксплуатационных ограничений гибкой трубы, необходимо иметь наличие данных о максимально допускаемом давлении трубы и максимально допустимом натяжении сплошной трубы.

Схема забойной компоновки на случай необходимости проведения ловильных работ; Данные шаблонирования, выполненного до работ с применением ГНКТ; Данные по конусности трубы;

Таблица отношения внутреннего давления натяжения цепи (сжатие трубы) к тяговому усилию; Таблица отношения гидравлического давления спуска и подъема к тяговому усилию.

После завершения опрессовок и проверки работоспособности инструмента необходимо довести давление внутреннего натяжения цепи до значения, требуемого для спуска ГНКТ в скважину. Спустить ГНКТ в скважину, пока низ инструмента не достигнет контрольной точки (т.е. ротора, коренной задвижки высокого давления). На этом этапе необходимо установить оба датчика глубины на ноль. Показания датчика глубины должны привязываться к компонентам скважины. Перед началом спуска ГНКТ в скважину необходимо получить разрешение на производство работ у представителя заказчика. Необходимо убедиться в том, что все устьевые задвижки и задвижки противовыбросового оборудования открыты. Подсчитать, сколько оборотов требуется для открытия превентора, и записать для дальнейшего использования. Начать спуск, руководствуясь ограничениями скорости спуска, установленными выше.

Производить проверку веса приблизительно через каждые 1000 метров или, если того требуют обстоятельства, через меньшее расстояние. Тяговая нагрузка не должна превышать эксплуатационные пределы ГНКТ. Проверки веса не должны выполняться в точности через каждые 1000 метров, место их выполнения должно варьироваться, таким образом, чтобы предотвратить накопление усталости в одних и тех же местах трубы при каждой проверке веса (проверка веса должна проводиться на протяжении 10 м минимум).

Во время спуска или подъема ГНКТ запрещается превышать допустимые эксплуатационные пределы нагрузки на ГНКТ. Бурильщику КРС следует руководствоваться следующими ограничениями:

При спуске ГНКТ в скважину максимальная мгновенная потеря веса не должна превышать нормальный вес спуска на 800 дека Ньютонов.

При подъеме ГНКТ из скважины максимальный натяг (вес) не должен превышать меньше 80% предела текучести ГНКТ;

Значений установок разъединительного переводника колонны глубинного инструмента (показания индикатора веса).

Постоянно следует сравнивать показания веса с гидравлическим давлением, требуемым для, получения этих показаний, с целью подтверждения точности показаний датчика на грузки или индикатора веса.

В случае достижения любого из этих пределов следует найти причину таких показаний индикатора веса, прежде чем можно будет продолжить работу. Запрещается превышать эти ограничения без соответствующего разрешения руководства.

Установки имеют полноприводное шасси с колёсной формулой 8x8, что позволяет эксплуатировать в регионах с плохо развитой дорожной инфраструктурой. В комплекте установки используется гибкая труба диаметром 19,5 - 44,55 мм и длинной до 4000м. На применение выше перечисленных установок имеются разрешения Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 152

10.3.11 Вызов притока при помощи передвижных азотных установок

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Технология вызова притока с использованием передвижных азотных установок заключается в том, что газообразный азот нагнетается в скважину и замещает находящую в ней жидкость. В результате регулирования плотности закачиваемого в скважину азота и использования его упругих свойств по мере удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Азотная установка разработана с использованием системы регенерации тепла. Для сбалансирования тепловой нагрузки на систему охлаждения, тепло выхлопной системы и тепло генерируемое системой гидравлического мотора, подаются к системе охлаждения, обеспечивая достаточное тепло для азотного газообразования.

10.3.12 Подготовительные мероприятия перед проведением работ с передвижных азотных установок

Перед проведением работы необходимо убедиться в том, что оборудование полностью очищено, промыто и продуто. Необходимо полностью исключить присутствие масел, нефти и других загрязняющих примесей в перекачивающих азот линиях, во избежание загрязнения газообразного азота.

Все соединения технологической арматуры, установленные в нагнетательных трубопроводах должны быть герметичны. До начала проведения обработки вся система трубопроводов, резьбовые соединения и уплотняющие элементы должны быть очищены и обработаны смазкой;

Линия закачки азота должна быть опрессована давлением на 10% выше расчетного рабочего давления, либо давлением указанным супервайзером ГНКТ;

Опрессовка ГНКТ, превентора может производиться с использованием жидкости или азота; Между линией насоса для превращения жидкого азота в газ высокого давления и точкой нагне-

тания, в точке нагнетания каждого азотного насоса необходимо установить крановый клапан высокого давления

Оборудование (в частности испаритель на дизельной основе) должен быть установлен минимум на расстоянии 25 м от устья, ёмкостей, КИА, очагов возгорания и по возможности в направлении против ветра;

В случае если оборудование не может быть установлено на расстоянии 25 метров, то его следует установить таким образом, чтобы минимизировать возможный ущерб или повреждение оборудования в случае аварии;

При расстановке азотного транспорта, транспортные операторы не должны находиться в непосредственной близости от криогенных насосов, или другого насосного оборудования высокого давления; Необходимо использовать армированный рукав с оплетками из нержавеющей стали с металли-

ческими соединениями; Всасывающие линии насоса должны быть максимально короткими; Азотные ёмкости должны

быть оборудованы транспортировочными предохранительными клапанами, при транспортировке они должны быть рассчитаны на давление в 12-15 фунтов/кв.дюйм. Промежуточный предохранительный клапан должен быть откалиброван с учетом автоматического стравливания при давлении 45 фунтов/кв.дюйм. На насосах должна быть установлена разрывная мембрана, которая срабатывает при давлении от 68 до 72 фунтов/кв.дюйм. При необходимости, вышедшую из строя мембрану, можно заменить на другую разрывную мембрану, точно подобранную в соответствии с требованиями; Все азотные емкости должны быть оборудованы манометрами давления, за показаниями которых оператор мог бы следить с рабочего места; В момент проведения работ, для поддержания связи между оператором азотного насоса и супервайзе-

ром ГРП и (или) кислотных обработок и (или) ГНКТ, необходимо обеспечить хорошую радиосвязь (наушники) для того, чтобы немедленно остановить работу оборудования при обнаружении утечек.Требования

кперсоналу и оборудованию бригад КРС.

10.3.13Порядок проведения работ по вызову притока с использованием передвижных азотных установок

Перед проведением работ по вызову притока:

Спустить в скважину колонну НКТ или ГНКТ до забоя и промыть скважину; Приподнять колонну труб и установить башмак на 5 - 10 м выше интервала перфорации;

После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот: Открыть устьевые задвижки; С помощью азотных установок, по шлангам высокого давления произвести подачу газообразно-

го азота в межтрубное пространство;

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Испытание скважины 153

Скорость закачки (расход жидкости) не должен превышать допустимых пределов нагнетательной линии. Если линии закачки азота становятся слишком горячими, элементы могут расплавиться при слишком высокой скорости подачи и наоборот, при криогенном замораживании элементы могут замерзнуть и лопнуть;

Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления установки;

При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти;

Контроль над процессом закачивания газообразного азота в скважину контролировать по показаниям манометров на нагнетательной линии и на щитах управления азотных установок;

Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с помощью задвижки оборудованной штуцером;

Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть нагнетательную задвижку и при открытых задвижках на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 часов с прослеживанием уровня в скважине;

Пока работа насоса для перекачки не будет остановлена или не будет открыт обходной клапан, ни один из клапанов не следует закрывать;

При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье;

При повышении давления на буфере до величины, достаточной для работы скважины, открытием задвижки направить продукцию скважины в нефтесборный коллектор.

При производстве работ необходимо руководствоваться технологическими регламентами и инструкциями завода изготовителя по эксплуатации данных технических устройств.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

труб

установки

Масса секции

Исходные данные для наклонно-направленной скважины:

∙

коэффициент запаса на прочность

1,35 для НКТГ 114×7,37 «

Р-110»,

∙

минимальный внутренний диаметр проходного канала обсадной колонны, мм

159,6

∙

вид скважины

горизонтальная

Таблица 10.4 - Параметры колонны насосно-компрессорных труб (НКТ)

Интервал

Характеристика трубы

Масса секции, т

секции

вверх)

секции, м

колонны тео-

Запас прочности

трубы

ный наруж-

прочно-

толщина

теоретическая

теорети-

том за-

до

нарастаю-

тип

номиналь-

группа

Длина

с уче-

ретическая

секции,

Номер

(снизу

от

(верх

и со-

ный диа-

сти ста-

стенки,

масса 1 м, т

ческая

паса

щим итогом,

на избыточные

(низ)

едине-

метр, мм

ли

мм

3,60%

растяжение

ные

)

ния

внутренние

наруж-

Б609

2985

НКТГ

114

Р-110

7,37

0,02009

2985

59,97

62,13

59,97

2,98

1,22

2,47

Примечания:

ИОС07--00-00

∙ НКТ спускается до головы хвостовика в стыковочный узел для проведения многостадийного ГРП.

∙ Колонна НКТ расчитанна на мах давление ГРП 70 МПа.

∙ При применении отличных от указанных в настоящем проекте типоразмеров НКТ, в соответствии с требованиями п.п. 1.3.8.,1.3.9., 2.2.7. Правил

безопасности в нефтяной и газовой промышленности, по согласованию заказчика проекта, бурового подрядчика и проектировщика необходимо

производить соответствующий перерасчёт НКТ.

7.5 Том

скважины Испытание

154

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 10.5 - Характеристика жидкостей и составляющие их компоненты для установки цементного моста

Интервал уста-

Характеристика жидкости

новки моста, м

Номер

динами-

составляющие компоненты

объек-

пласти-

ческое

та ис-

объем

плот-

удельный

от

до

ческая

напряже-

пыта-

название или тип

порции,

ность,

плотность,

(верх)

(низ)

вязкость,

ние сдви-

название

расход на

ния

м3

г/см3

сП

га,

г/см

1 м рас-

мгс/см2

твора, т/м3

Характеристика жидкостей для установки ликвидационного цементных мостов содержатся в табл. 9.10 проекта

Таблица 10.6 - Потребное количество цементировочной техники для установки цементного моста

Номер объекта

Название или шифр

Потребное количество, шт.

Потребное количество цементировочной техники для установки цементного моста содержатся в табл. 9.13-9.15 проекта

Таблица 10.7 - Потребное количество материалов для установки цементного моста

Номер

Название или шифр

ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ на изготовление

Единица измере-

Потребное коли-

объекта

ния

чество

Потребное количество материалов для установки цементного моста содержатся в табл. 9.16 проекта

7.5 Том

скважины Испытание

155

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 10.8 - Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне

Наименование работ	Номер таблицы сборника	Продолжительность работ,
Наименование работ	Номер таблицы сборника	час
		час

Подготовительные работы перед испытанием обьекта	§ 1,2,3,6,10,19,20,30,32,162,163, 178 « МНВИ»	27,32
Смена солевого раствора на воду, промывка забоя до чистой воды	§ 39,41 « МНВИ»	6,42
Проведение многостадийного ГРП	Местные нормы	12
Подготовительные работы к понижению уровня с помощью ГНКТ с азотом	Местные нормы	12
Понижение уровня жидкости с помощью ГНКТ с азотом	ЕНВ пп. 36	8,37
Заключительные работы после понижения уровня жидкости с помощью ГНКТ	ЕНВ пп. 37	0,47
с азотом	ЕНВ пп. 37	0,47
с азотом
Ожидание притока, после понижения уровня жидкости с помощью ГНКТ с	ЕНВ пп. 39	8,00
азотом		8,00
азотом
Глушение скважины солевым раствором	МНВИ на испытание § 71	9,15
Глушение скважины солевым раствором	МНВИ на испытание § 71
Работы по спуску насоса УЭЦН, запуску его и выводу на режим эксплуатации
Подготовительно-заключительные работы к спуску УЭЦН, спуск насоса на	« УНВ»,	30,6
НКТ Ø 73 мм на глубину 3000 м	« УНВ»,	30,6
НКТ Ø 73 мм на глубину 3000 м
Запуск насоса УЭЦН и вывод на режим эксплуатации	местные	72
Всего под испытание ЮС2	Часов	186,33
	суток	7,76

7.5 Том

скважины Испытание

156

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 10.9 - Потребное количество материалов и техники для освоения добывающей скважины

№			№	ГОСТ, ОСТ,	Ед.	Потребное ко-
№	Вид работы	Название или шифр	№	МРТУ, ТУ на из-	Ед.	Потребное ко-
п/п	Вид работы	Название или шифр	п/п	МРТУ, ТУ на из-	изм.	личество
п/п			п/п	готовление	изм.	личество
				готовление

	Откачивание солевого раствора, выходящего из	ЦА-320М
1	скважины при спуске колонны НКТ для смены рас-	ЦА-320М	1	-	шт.	1
1	скважины при спуске колонны НКТ для смены рас-	(УНБ 160×32 У)	1	-	шт.	1
	твора	(УНБ 160×32 У)
	твора
2	Замена бурового раствора на солевой раствор	ЦА-320М	1		шт.	1
3	Вызов притока	АГУ – 2(азотник)	1	-	шт.	1
			1	-	шт.	1
	Работа колтюбинговой установки	МК 10Т	1	-	шт.	1
			1	-	шт.	1
4		ЦА-320М	1	-	шт.	1
	Глушение скважины солевым раствором		1	-	шт.	1
	Глушение скважины солевым раствором	раствор хлористого натрия	2		м3	70,25
		раствор хлористого натрия
		(NaCl)1, плотностью 1,12 г/см3
5	Опрессовка малогабаритного ПВО, установленного	ЦА-320М	1		шт.	1
	на устье перед спуском ЭЦН		1		шт.	1
		насос УЭЦН	1	-	шт.	1
6	Спуск насоса УЭЦН на глубину 2807 м (по стволу)	графитная смазка	2	-	т	0,01
6	Спуск насоса УЭЦН на глубину 2807 м (по стволу)	кабель КРБП	3	-	м	2807
		кабель КРБП	3	-	м	2807
		хомуты (клямцы)	4	-	шт.	702
7	Откачивание солевого раствора, выходящего из	ЦА-320М	1	-	шт.	1
7	скважины при спуске УЭЦН на колонне НКТ	(УНБ 160×32 У)	1	-	шт.	1
	скважины при спуске УЭЦН на колонне НКТ	(УНБ 160×32 У)
8	Опрессовка НКТ и кабельного ввода	ЦА-320М (УНБ 160×32 У)	1	-	шт.	1

7.5 Том

скважины Испытание

157

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Название или шифр		Гост , ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ и т.д. на		Единица изме-	Потребное количество
Название или шифр			изготовление	рения	Потребное количество
			изготовление	рения

Фонтанной арматуры в два конца				т	0,88
Насосно-компрессорных труб				т	60,0
НКТГ 114х7,37 « Р-110»					60,0
Глинистый раствор для испытания				м3	140,5
Глинистый раствор для испытания
Бурильные трубы для разбуривания в два конца				т	90,1х2=180,2
ПВ 89х9,4 « Е»				т


Таблица 10.10 – Пробеги техники при испытании объектов в эксплуатационной колонне

Тип или шифр	Расстояние		Количество пробегов		Пробег, км

ЦА-320М	163		2		652
ЦА-320М	163
Азотник	163		1		326
	163
МК 10Т	163		1		326
	163

7.5 Том

скважины Испытание

158

vk.com/club152685050

Том 5.7 Дефектоскопия, опрессовка оборудования и инструмента 159

11 Дефектоскопия, опрессовка оборудования и инструмента

В соответствие с "Инструкция. Неразрушающий контроль бурового инструмента и оборудования при эксплуатации. Организация и порядок проведения работ» РД 41-01-25-89, в процессе бурения скважины бурильные трубы, УБТ, ведущие трубы подвергнуть исследованию методами неразрушающего контроля - дефектоскопии и гидравлическому испытанию.

Все виды дефектоскопии должны производиться специально обученным персоналом дефектоскопической лаборатории, создаваемой обычно при ЦБПО. Персонал дефектоскопической лаборатории должен быть специально обучен и иметь соответствующие удостоверения. Лаборатория должна иметь государственный сертификат на соответствующий вид деятельности (исследования ультрозвуком). Работы по дефектоскопии бурового и нефтепромыслового оборудования и инструмента должны производиться с соблюдением требований « Правил безопасности ….», инструкций и методик проведения дефектоскопии бурового, нефтепромыслового оборудования и инструмента в промысловых условиях, а также инструкции по безопасности эксплуатации средств дефектоскопии.

Дефектоскопия нового бурового оборудования и инструмента перед вводом в эксплуатацию не производится, если время от даты выпуска оборудования и инструмента до пуска его в эксплуатацию не превышает одного года.

Всложных условиях (большая кривизна ствола, вибрации и пр.) необходимо предусмотреть более частую проверку утяжеленного низа бурильной колонны (в пределах 100-150 часов). Независимо от глубины скважины, необходимо дополнительно проводить полную дефектоскопию бурильной колонны (включая УБТ, переводники, центраторы и пр.) после аварии с элементами бурильной колонны и после интенсивных расхаживаний.

Впроцессе выполнения спуско-подъемных операций в ходе бурения скважин постоянно:

-контролировать износ замковых соединений путём замера числа оборотов ниппеля до полного закрепления резьбового соединения или замера расстояния между торцами ниппеля и муфты в момент начала свинчивания;

-контролировать изменение диаметра наружной поверхности труб и замков;

-выявлять смятие труб в месте посадки на клиновой захват;

-следить за отсутствием промыва бурильных труб (резьбовые соединения, сварной шов) при турбинном бурении.

Втабл. 11.1 приведены виды операций контроля, объемы работ по дефектоскопии бурильного инструмента и глубины, при достижении которых осуществляются эти работы.

Втабл. 11.2 приведены объемы работ по опрессовке оборудования и используемой для этого

техники.

Втабл. 11.3 приведена периодичность проверки некоторых элементов бурового оборудования неразрушающими методами контроля (дефектоскопия) и гидроиспытанием.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 11.1 – Виды операций контроля и объемы работ по дефектоскопии бурильного инструмента

						Вид операции
	Номер по по-		Время механическо-			дефектоско-	Норма
	Номер по по-	Глубина	го бурения между			пии: трубные	времени
Название	рядку прове-	Глубина	го бурения между			пии: трубные	времени
Название	рядку прове-	скважины	очередными про-	Тип контроли-	Количество кон-	резьбы СБТ,	на кон-	Продолжитель-
обсад-	дения дефек-	скважины	очередными про-	Тип контроли-	Количество кон-	резьбы СБТ,	на кон-	Продолжитель-
обсад-	дения дефек-	при прове-	верками	руемых буриль-	тролируемых	зона сварного	троль	ность дефектоско-
ной ко-	тоскопии бу-	при прове-	верками	руемых буриль-	тролируемых	зона сварного	троль	ность дефектоско-
лонны	рильного ин-	дении опе-	(турбин-	ных труб и УБТ	концов, шт.	шва, УБТ и пе-	одной	пии, ч
	струмента	рации, м	ное/роторное буре-			реводники,	свечи,
	струмента		ние), ч			толщиномет-	мин
			ние), ч			толщиномет-	мин
						рия ЛБТ
Дефектоскопия инструмента проводится на трубной базе, т.к. механическое время бурения скважины 162,9 часа.

Примечания:

1. Нормы времени на контроль одной свечи приняты на основании « Единых норм времени на бурение скважин», М., 2000 г

7.5 Том

инструмента и оборудования опрессовка ,Дефектоскопия

160

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 11.2 – Опрессовка оборудования и используемая техника

		Глубина	Используемая		Максимальное
		Глубина	для проведе-		давление, со-
Название обсад-		скважины	для проведе-		давление, со-	Источник норм вре-	Продолжительность
Название обсад-	Название контролируемого объекта	при прове-	ния операции		здаваемое	Источник норм вре-	проведения опера-
ной колонны		дении опе-	техника		агрегатами	мени	ции, ч
		дении опе-	тип	кол.,	при опрессов-		ции, ч
		рации, м	тип	кол.,	при опрессов-
		рации, м	(шифр)	шт.	ке, МПа
			(шифр)	шт.	ке, МПа
Кондуктор	Обсадная колонна совместно с ПВО	710		1	13,5	ЕНВ п. 109, 112	2,63

	Цементное кольцо	-	ЦА-320	1	3,8	ЕНВ п. 112	1,53
			ЦА-320
	Выкидные линии ПВО	-	М (АНЦ-	1	5	ЕНВ п. 109 а	1,1
	Выкидные линии ПВО	-	320)	1	5	ЕНВ п. 109 а	1,1
Эксплуатационная	Эксплуатационная колонна совместно с	3135	320)	1	12,6	ЕНВ п.112, ЕНВ на	3,27
Эксплуатационная	Эксплуатационная колонна совместно с					ЕНВ п.112, ЕНВ на
	фонтанной арматурой					испытание п. 17
	фонтанной арматурой					испытание п. 17
	Бурильные трубы	2000	ЦА-320	1	12,6	ЕНВ п. 32	11,0
			М (АНЦ-
		2500		1	12,6		13,3

			320)
	Межколонное пространство	3135		1	5	ЕНВ на капремонт	1
	Межколонное пространство	3135		1	5	скважин п. 278	1
						скважин п. 278
	Обсадная колонна совместно с ПВО	3135		1	12,6	ЕНВ п. 109, 112	2,63
	Эксплуатационная колонна испытыва-
	ется на герметичность снижением	3135		1	-	ЕНВ на испытание п.	2,43
	уровня жидкости в колонне на 2530 м	3135		1	-	36	2,43
	уровня жидкости в колонне на 2530 м					36
	по вертикали
	Цементное кольцо	3135		1	1,5	ЕНВ п. 112	1,53

Примечания:

1.Выкидные линии ПВО после концевых задвижек опрессовываются в соответствии с п. 2.7.6.14 ПБ НГП, 2003 г.

2.В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на 0,5 МПа. Присутствие заказчика на опрессовке обязательно.

3.Гидроиспытание бурильного инструмента не предусматривается. См. п. 3.1.11 РД 39-2-961-83. Инструкция по эксплуатации бурильных труб, ВНИИТнефть, Куйбышев, 1990 г

7.5 Том

инструмента и оборудования опрессовка ,Дефектоскопия

161

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 11.3 – Сроки проверки бурового оборудования

Элементы бурильной колоны, подвер-			Переодичность проведе-
гающиеся контролю, номер госта, ТУ.	Что контролируется	При глубине	ния контроля в ЧАС при		Примечания
Узлы и детали спуско-подьемного бу-	Что контролируется	бурения, м	способе бурения		Примечания
Узлы и детали спуско-подьемного бу-		бурения, м	способе бурения
рового оборудования.			роторный	турбинный
1. Трубы бурильные, ведущие бурильные	Резьбовой конец трубы и уча-	0-3000	450	600	В сложных условиях про-
и УБТ	сток трубы от конца сбега резь-	3000-5000	300	450	должительность контроля
	бы длиной 500 мм.	более 5000	200	300	УБТ, переводников, расши-
1.1 Трубы бурильные (ГОСТ 631-75)					рителей, центраторов и
1.1 Трубы бурильные (ГОСТ 631-75)					калибраторов 150 и 200
					калибраторов 150 и 200
- тип 1 – с высаженными внутрь концами					часов соответственно.
- тип 2 – с высаженными наружу концами;
1.2 Трубы бурильные типа ПН; ПВ; ПК с	Утолщенная часть трубы и уча-
приваренными замками (ТУ 14-3-1571-88)	сток переходной зоны на длину
	300 мм от утолщенной части,
	резьбовые концы, зона работы
	клиньев ПКР.
1.3 Ведущие трубы	Замковые резьбы и галтели пе-
(ТУ 14-3-126-73;	рехода от тела трубы квадратно-
ТУ 14-3-755-78)	го сечения к замковым элемен-
6328.000-00.00ТУ	там
1.4 Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)	Нипель, муфта
(ТУ 14-3-835-79, 6325.000-00.00.00ТУ);
перводники (ГОСТ 7360-82Е),
расширители, центраторы и калибраторы.
2. Трубы бурильные импортного произ-	Сварной шов и зона термическо-	0-3000	450	600
водства стандарта АНИ-5Д	го влияния, замковая резьба ни-	3000-5000	300	450
	пеля и муфты	более 5000	200	300
3. Трубы бурильные (ГОСТ 631-75)	Толщина стенки		1800	1200
4. Трубы бурильные типа ПН; ПВ; ПК с
приваренными замками (ТУ 14-3-1571-88)
5. Алюминевые бурильные трубы (ГОСТ
23786-79)
6. Элеваторы корпусные для бурильных и	Корпус, проушины, места пере-		Не более 12 мес.		Дополнительно контроли-
обсадных труб	хода проушин к цилиндрической				руется при капитальном
	части, створка, палец, защелка				ремонте

7.5 Том

инструмента и оборудования опрессовка ,Дефектоскопия

162

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	Элементы бурильной колоны, подвер-				Переодичность проведе-
	Элементы бурильной колоны, подвер-				Переодичность проведе-
	гающиеся контролю, номер госта, ТУ.		Что контролируется	При глубине	ния контроля в ЧАС при		Примечания
	Узлы и детали спуско-подьемного бу-		Что контролируется	бурения, м	способе бурения		Примечания
	Узлы и детали спуско-подьемного бу-			бурения, м	способе бурения
		рового оборудования.			роторный	турбинный
	7.	Штропы	Места изгибов и сварных швов		Не более 12 мес
	8.	Машинные ключи для бурильных и об-	Сменная челюсть и запорная
	садных труб		скоба
	9.	Детали крюкоблока	Боковые рога и запорная скоба
	10. Штропы вертлюга

В соответствие с "Инструкция. Неразрушающий контроль бурового инструмента и оборудования при эксплуатации. Организация и порядок проведения работ» РД 41-01-25-89.

07-ИОС-00-00.Б609

7.5 Том

инструмента и оборудования опрессовка ,Дефектоскопия

163

vk.com/club152685050

Том 5.7 Строительные и монтажные работы 164

12 Строительные и монтажные работы

12.1 Объемы строительных и монтажных работ

Согласно разделу 4.9 технической части рабочего проекта выбран следующий тип буровой установки – БУ 3000 ЭУК-1М грузоподъемностью 200 т (класс 5, ГОСТ 16-293-89)

Согласно требованиям п. 247 « Инструкции по производству маркшейдерских работ» РД 07-603- 03 (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 6 июня 2003г. № 73) контрольные измерения при строительстве буровой вышки включают:

∙контроль закрепления разбивочных осей;

∙фундаментов плановая и высотная выверка фундаментов;

∙плановая и высотная выверка опорных конструкций (фундаментных балок, рам силовых агрегатов и др.);

∙плановая и высотная выверка оборудования;

∙выверка вертикальности шахтного направления;

∙выверка соосности буровой вышки, ротора и шахтного направления.

Таблица 12.1 - Варианты строительных и монтажных работ

Номер

Номер комплекта бурового оборудо-

Вид строительства (пер-

варианта

Вид привода

вичный, повторный, пере-

вания

движка)

1,2

№ 23

электрический

повторное,

передвижка на 15-20 м

Таблица 12.2 - Объем подготовительных работ к строительству скважины

Номер ва-

Шифр рас-

Наименование работ

ценки ЕРЕР,

Ед. изм.

Кол.

рианта

(с указанием шифра или характеристики)

УКР, разовая

138-640-1

Обустройство площадки

скв.

Е26-1-54-1

Укладка гидроизоляционной пленки под БУ и ГСМ

100м2

7,82

разовая

Линейный водопровод

103А-56

Рытье траншей экскаватором с обратной засыпкой,

100 м

0,6

грунт 2 категории, гл. 2 м

103А-56-1

При разборке водопровода

100 м

0,6

127-159

Прокладка водопровода из св. труб

100 м

0,6

132-194

Противокоррозионная изоляция трубопроводов

100 м

0,6

диаметром 125 мм

129А-182

Установка стальных задвижек диаметром 125 мм

шт.

131-187

Колодцы, рубленные из досок для задвижек и гид-

шт.

рантов

117-125

Устройство насыпи из привезенного грунта под по-

1000м3

лотно дороги и насыпного основания под буровую

108-86

Дорога улучшенная песком, высота насыпи до 20

1000м2

см, 6х3000 м

122-142

Содержание зимних дорог и зимников

1000м2

Высоковольтная ЛЭП

136-239

Установка металлических опор

100 м

137-248

Подвеска алюминиевых проводов высоко-вольтной

100 м

линии

234-1022

Очистка оборудования в зимнее время от шлама,

м3

промывочной жидкости

СамараНИПИнефть

609Б.00-00-ИОС-07

609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7		Строительные и монтажные работы			165

Номер ва-	Шифр рас-		Наименование работ
Номер ва-	ценки ЕРЕР,		Наименование работ	Ед. изм.	Кол.
рианта	ценки ЕРЕР,	(с указанием шифра или характеристики)		Ед. изм.	Кол.
рианта	УКР, разовая	(с указанием шифра или характеристики)
	УКР, разовая
		Очистка механизированным способом от снега и
		грязи:
	115 -116	∙	трассы высоковольтной ЛЭП	км	3,0
	115 -116			км	3,0
	115-115	∙	площадки под буровую	2	1,8
	115-115			1000м	1,8
	115-118	Расчистка трассы шириной до 12 м, высота снеж-		км	3
		ного покрова до 600 мм
	115-119	Расчистка трассы шириной до 12 м на дополни-		км	3
		тельные 100 мм снежного покрова
	327А-4347-	Транспортировка строительных механизмов на 163		т	323,84
	100	км (2 х 161,92)
	327А-4347-
	101
	К=63

		Передвижка на 15 – 20 м
2	138-644	Обустройство площадки		скв.	1
	234-1022	Очистка оборудования в зимнее время от шлама,		м3	50
		промывочной жидкости

Таблица 12.3 –

Объем работ по рекультивации (восстановлению) земель

Номера

Номер

Название и характеристика работ

Единица

Объем

таблиц,

Примечание

варианта

измерения

работ

расценок

по ЕРЕР-49

Строительные работы

Площадка под буровую

буровая

сборник

УКР 139-12

Сельскохозяйственные работы:

∙

вспашка, боронование,

куль-

га

1,41

тивация;

0,91

∙

внесение удобрений

Трассы различного назначения

км

Высоковольтная ЛЭП

Грунтовая дорога

Таблица 12.4 - Объем строительных и монтажных работ для строительства скважины

Номер

Шифр рас-

Наименование работ (с указани-

Ед.

Способ и вид

ценки ЕРЕР,

Кол.

варианта

ем шифра или характеристики)

изм.

транспортировки

УКР, разовая

Повторный монтаж

213-6-139

УК № 23 БУ 3000 ЭУК

компл.

306А-165

Насосы УНБ-600 - 2 шт.

Электродвигатель насосов

N=600 х 2 = 1200 кВт

Трансформатор собственных нужд

N=250 кВт

327-4347-100

Транспортировка дополнительного

48,71

327А-4347-101

оборудования на 163 км.

СамараНИПИнефть

609Б.00-00-ИОС-07

609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7		Строительные и монтажные работы			166

Номер	Шифр рас-	Наименование работ (с указани-	Ед.		Способ и вид
Номер	ценки ЕРЕР,	Наименование работ (с указани-	Ед.	Кол.	Способ и вид
варианта	ценки ЕРЕР,	ем шифра или характеристики)	изм.	Кол.	транспортировки
варианта	УКР, разовая	ем шифра или характеристики)	изм.		транспортировки
	УКР, разовая
	К=63

Транспортирование крупных блоков и вышки на тяжеловозах или гусеничных тележках на 3 км

	212А-556	Вышечный блок - 8 тракторов	1 км	2,9
	212А-558	Один дополнительный трактор для	1 км	2,9
	212А-558	вышечного блока
		вышечного блока
	212А-557	Насосный и силовой блоки - 6	1 км	5,8
	212А-557	тракторов
		тракторов
	212А-558	Один дополнительный трактор для	1 км	5,8
		насосного и силового блоков
	разовая	Спуско-наладочные работы систе-	к-т	1
		мы верхнего привода
	Разовая	Монтаж оборудования системы	к-т	1
	амортиз.	верхнего привода
	амортиз.

Разворачивание крупных блоков при транспортировании на тяжеловозах или гусеничных тележках на

900

212Б-564	Вышечный блок - 8 тракторов	опер.	1
212Б-568	Один дополнительный трактор для	опер.	1
212Б-568	вышечного блока
	вышечного блока
212Б-565	Насосный и силовой блоки - 6	опер.	2
212Б-565	тракторов
	тракторов
212Б-568	Один дополнительный трактор для	опер.	2
	насосного и силового блоков
	Дополнительное оборудование
233В-901	Блочный монтаж 2 эл. котлов	блок	2
231А-851	Трансформатор для эл. котлов	компл.	2
306А-2251	N=400 кВт
306А-2251
207-524	Вагон-дом (5+9):5	компл.	2,8
306А-1
232Б-895	Устройство контура заземления	конт.	1
к=0,15
232Г-894	Электромонтаж комплекса быто-	компл.	2,8
	вых помещений
229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
	(2 превентора)
229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
	для перфорации (2 превентора)
228Л-792	Передвижная электростанция для	компл.	1
	вышкомонтажных работ N=140 кВт
	Эксплуатация передвижной элек-
	тростанции, используемой в
	вышкостроении:
320-2710	эксплуатационное бурение	сут.	48,8

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7		Строительные и монтажные работы			167

Номер	Шифр рас-	Наименование работ (с указани-	Ед.		Способ и вид
Номер	ценки ЕРЕР,	Наименование работ (с указани-	Ед.	Кол.	Способ и вид
варианта	ценки ЕРЕР,	ем шифра или характеристики)	изм.	Кол.	транспортировки
варианта	УКР, разовая	ем шифра или характеристики)	изм.		транспортировки
	УКР, разовая
	325-2750	Пробег агрегата ЦА-320М для	км	326
		опрессовки манифольда в оба кон-
		ца на 163км
	230Б-849	Обвязка водяной скважины	обв.	1	(1скв)
	к = 0,28
		Транспортировка строительных
		механизмов для вышкомонтажных
		работ на 163 км
	327А4347-	при монтаже (2х357,01)	т	714,02
	100
	327А - 4347-
	101	при демонтаже
		при демонтаже		357,01
	238Б-4347- 100			357,01
	238Б-4347- 100
	238Б-4347-101
	К=63

	330В-4007	Транспортировка вахты	сут.	48,8	к=1,288
	5А-1	Амортизация вагонов-домиков и	сут.	48,8
		передвижной электростанции
		Передвижка на 15-20 м
2	213-6-152	УК №23 БУ 3000ЭУК-1М	компл.	1
	325-2750	Пробег агрегата ЦА-320М для	км	326
		опрессовки манифольда в оба кон-
		ца на 163 км
	229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
		(2 превентора)
	229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
		для перфорации (2 превентора)
	327А-4347-	Транспортировка строительных	т	374,02
	100	механизмов для вышкомонтажных
	327А-4347-	работ на 163 км
	327А-4347-
	101	при монтаже (2х187,01)
	К=63

	320-2710	Эксплуатация передвижной элек-	сут.	4,7
		тростанции, используемой в
		вышкостроении
	330В-4007	Транспортировка вахты	сут.	4,7	к=1,288
	5А-1	Амортизация вагонов-домиков и	сут.	4,7
		передвижной электростанции

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Строительные и монтажные работы 168

Согласно разделу 4.9 технической части рабочего проекта выбран следующий тип буровой установки – БУ 4500/270 ЭК-БМ грузоподъемностью 270 т (класс 7, ГОСТ 16-293-89)

∙контроль закрепления разбивочных осей;

∙фундаментов плановая и высотная выверка фундаментов;

∙плановая и высотная выверка опорных конструкций (фундаментных балок, рам силовых агрегатов и др.);

∙плановая и высотная выверка оборудования;

∙выверка вертикальности шахтного направления;

∙выверка соосности буровой вышки, ротора и шахтного направления.

Таблица 12.5 - Варианты строительных и монтажных работ

Номер

Номер комплекта бурового оборудо-

Вид строительства (пер-

варианта

Вид привода

вичный, повторный, пере-

вания

движка)

1,2

Применительно к № 6

электрический

повторное,

передвижка на 15-20 м

Таблица 12.6 - Объем подготовительных работ к строительству скважины

Номер ва-

Шифр рас-

Наименование работ

ценки ЕРЕР,

Ед. изм.

Кол.

рианта

(с указанием шифра или характеристики)

УКР, разовая

138-639-1

Обустройство площадки

скв.

Е26-1-54-1

Укладка гидроизоляционной пленки под БУ и ГСМ

100м2

7,82

разовая

Линейный водопровод

103А-56

Рытье траншей экскаватором с обратной засыпкой,

100 м

0,6

грунт 2 категории, гл. 2 м

103А-56-1

При разборке водопровода

100 м

0,6

127-159

Прокладка водопровода из св. труб

100 м

0,6

132-194

Противокоррозионная изоляция трубопроводов

100 м

0,6

диаметром 125 мм

129А-182

Установка стальных задвижек диаметром 125 мм

шт.

131-187

Колодцы, рубленные из досок для задвижек и гид-

шт.

рантов

117-125

Устройство насыпи из привезенного грунта под по-

1000м3

лотно дороги и насыпного основания под буровую

108-86

Дорога улучшенная песком, высота насыпи до 20

1000м2

см, 6х30000 м

122-142

Содержание зимних дорог и зимников

1000м2

Высоковольтная ЛЭП

136-239

Установка металлических опор

100 м

137-248

Подвеска алюминиевых проводов высоко-вольтной

100 м

линии

234-1022

Очистка оборудования в зимнее время от шлама,

м3

промывочной жидкости

Очистка механизированным способом от снега и

грязи:

115 -116

∙

трассы высоковольтной ЛЭП

км

3,0

115-115

∙

площадки под буровую

1,8

1000м

СамараНИПИнефть

609Б.00-00-ИОС-07

609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Строительные и монтажные работы

169

Номер ва-

Шифр рас-

Наименование работ

ценки ЕРЕР,

Ед. изм.

Кол.

рианта

(с указанием шифра или характеристики)

УКР, разовая

115-118

Расчистка трассы шириной до 12 м, высота снеж-

км

ного покрова до 600 мм

115-119

Расчистка трассы шириной до 12 м на дополни-

км

тельные 100 мм снежного покрова

327А-4347-

Транспортировка строительных механизмов на 163

323,84

100

км (2 х 161,92)

327А-4347-

101

К=63

Передвижка на 15 – 20 м

138-645

Обустройство площадки

скв.

проим)

234-1022

Очистка оборудования в зимнее время от шлама,

м3

промывочной жидкости

Таблица 12.7 –

Объем работ по рекультивации (восстановлению) земель

Номера

Номер

Название и характеристика работ

Единица

Объем

таблиц,

Примечание

варианта

измерения

работ

расценок

по ЕРЕР-49

Строительные работы

Площадка под буровую

буровая

сборник

УКР 139-12

Сельскохозяйственные работы:

∙

вспашка, боронование,

куль-

га

1,41

тивация;

0,91

∙

внесение удобрений

Трассы различного назначения

км

Высоковольтная ЛЭП

Грунтовая дорога

Таблица 12.8 - Объем строительных и монтажных работ для строительства скважины

Номер

Шифр рас-

Наименование работ (с указани-

Ед.

Способ и вид

ценки ЕРЕР,

Кол.

варианта

ем шифра или характеристики)

изм.

транспортировки

УКР, разовая

Повторный монтаж

213-6-134

БУ 4500/270 ЭК-БМ

компл.

306А-162

Насосы УНБ-600 - 2 шт.

Электродвигатель насосов

N=600 х 2 = 1200 кВт

Трансформатор собственных нужд

N=250 кВт

327А-4347-100

Транспортировка дополнительного

48,71

327А-4347-101

оборудования на 163 км.

К=63

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7		Строительные и монтажные работы			170

Номер	Шифр рас-	Наименование работ (с указани-	Ед.		Способ и вид
Номер	ценки ЕРЕР,	Наименование работ (с указани-	Ед.	Кол.	Способ и вид
варианта	ценки ЕРЕР,	ем шифра или характеристики)	изм.	Кол.	транспортировки
варианта	УКР, разовая	ем шифра или характеристики)	изм.		транспортировки
	УКР, разовая
Транспортирование крупных блоков и вышки на тяжеловозах или гусеничных тележках на 3 км

	212А-556	Вышечный блок - 8 тракторов	1 км	2,9
	212А-558	Один дополнительный трактор для	1 км	2,9
	212А-558	вышечного блока
		вышечного блока
	212А-557	Насосный и силовой блоки - 6	1 км	5,8
	212А-557	тракторов
		тракторов
	212А-558	Один дополнительный трактор для	1 км	5,8
		насосного и силового блоков

Разворачивание крупных блоков при транспортировании на тяжеловозах или гусеничных тележках на

900

	212Б-564	Вышечный блок - 8 тракторов	опер.	1
	212Б-568	Один дополнительный трактор для	опер.	1
	212Б-568	вышечного блока
		вышечного блока
	212Б-565	Насосный и силовой блоки - 6	опер.	2
	212Б-565	тракторов
		тракторов
	212Б-568	Один дополнительный трактор для	опер.	2
		насосного и силового блоков
		Дополнительное оборудование
	233В-901	Блочный монтаж 2 эл. котлов	блок	2
	231А-851	Трансформатор для эл. котлов	компл.	2
	306А-2251	N=400 кВт
	306А-2251
	207-524	Вагон-дом (5+9):5	компл.	2,8
	306А-1
	232Б-895	Устройство контура заземления	конт.	1
	к=0,15
	232Г-894	Электромонтаж комплекса быто-	компл.	2,8
		вых помещений
	229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
		(2 превентора)
	229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
		для перфорации (2 превентора)
	228Л-792	Передвижная электростанция для	компл.	1
		вышкомонтажных работ N=140 кВт
	разовая	Спуско-наладочные работы систе-	к-т	1
		мы верхнего привода
	Разовая	Монтаж оборудования системы	к-т	1
	амортиз.	верхнего привода
	амортиз.
		Эксплуатация передвижной элек-
		тростанции, используемой в
		вышкостроении:
	320-2710	эксплуатационное бурение	сут.	38,3
	325-2750	Пробег агрегата ЦА-320М для	км	326
		опрессовки манифольда в оба кон-
		ца на 163 км
	230Б-849	Обвязка водяной скважины	обв.	1	(1скв)

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7		Строительные и монтажные работы			171

Номер	Шифр рас-	Наименование работ (с указани-	Ед.		Способ и вид
Номер	ценки ЕРЕР,	Наименование работ (с указани-	Ед.	Кол.	Способ и вид
варианта	ценки ЕРЕР,	ем шифра или характеристики)	изм.	Кол.	транспортировки
варианта	УКР, разовая	ем шифра или характеристики)	изм.		транспортировки
	УКР, разовая
	к = 0,28
		Транспортировка строительных
		механизмов для вышкомонтажных
		работ на 163 км
	327А-4347-	при монтаже (2х357,01)	т	714,02
	100
	327А-4347-101
	238Б-4347- 100	при демонтаже		357,01
	238Б-4347-101
	К=63

	330В-4007	Транспортировка вахты	сут.	38,3	к=1,288
	5А-1	Амортизация вагонов-домиков и	сут.	38,3
		передвижной электростанции
		Передвижка на 15-20 м
2	213-6-151	БУ 4500/270 ЭК-БМ	компл.	1
	Прим.
	325-2750	Пробег агрегата ЦА-320М для	км	326
		опрессовки манифольда в оба кон-
		ца на 163 км
	229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
		(2 превентора)
	229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
		для перфорации (2 превентора)
	327А-4347-	Транспортировка строительных	т	374,02
	100	механизмов для вышкомонтажных
	327А-4347-	работ на 163 км
	327А-4347-
	101	при монтаже (2х187,01)
	К=63
	320-2710	Эксплуатация передвижной элек-	сут.	10,3
		тростанции, используемой в
		вышкостроении:
	330В-4007	Транспортировка вахты	сут.	10,3	к=1,288
	5А-1	Амортизация вагонов-домиков и	сут.	10,3
		передвижной электростанции

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Строительные и монтажные работы 172

Согласно разделу 4.9 технической части рабочего проекта выбран следующий тип буровой установки – IRI 1700/270 E грузоподъемностью 270 т (класс 7, ГОСТ 16-293-89)

∙контроль закрепления разбивочных осей;

∙фундаментов плановая и высотная выверка фундаментов;

∙плановая и высотная выверка опорных конструкций (фундаментных балок, рам силовых агрегатов и др.);

∙плановая и высотная выверка оборудования;

∙выверка вертикальности шахтного направления;

∙выверка соосности буровой вышки, ротора и шахтного направления.

Таблица 12.9 - Варианты строительных и монтажных работ

Номер

Номер комплекта бурового оборудо-

Вид строительства (пер-

варианта

Вид привода

вичный, повторный, пере-

вания

движка)

1,2

Применительно к № 6А

электрический

повторное,

передвижка на 15-20 м

Таблица 12.10 - Объем подготовительных работ к строительству скважины

Номер ва-

Шифр рас-

Наименование работ

ценки ЕРЕР,

Ед. изм.

Кол.

рианта

(с указанием шифра или характеристики)

УКР, разовая

138-639-1

Обустройство площадки

скв.

Е26-1-54-1

Укладка гидроизоляционной пленки под БУ и ГСМ

100м2

7,82

разовая

Линейный водопровод

103А-56

Рытье траншей экскаватором с обратной засыпкой,

100 м

0,6

грунт 2 категории, гл. 2 м

103А-56-1

При разборке водопровода

100 м

0,6

127-159

Прокладка водопровода из св. труб

100 м

0,6

132-194

Противокоррозионная изоляция трубопроводов

100 м

0,6

диаметром 125 мм

129А-182

Установка стальных задвижек диаметром 125 мм

шт.

131-187

Колодцы, рубленные из досок для задвижек и гид-

шт.

рантов

117-125

Устройство насыпи из привезенного грунта под по-

1000м3

лотно дороги и насыпного основания под буровую

108-86

Дорога улучшенная песком, высота насыпи до 20

1000м2

см, 6х3000 м

122-142

Содержание зимних дорог и зимников

1000м2

Высоковольтная ЛЭП

136-239

Установка металлических опор

100 м

137-248

Подвеска алюминиевых проводов высоко-вольтной

100 м

линии

234-1022

Очистка оборудования в зимнее время от шлама,

м3

промывочной жидкости

Очистка механизированным способом от снега и

грязи:

115 -116

∙

трассы высоковольтной ЛЭП

км

3,0

115-115

∙

площадки под буровую

1,8

1000м

СамараНИПИнефть

609Б.00-00-ИОС-07

609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Строительные и монтажные работы

173

Номер ва-

Шифр рас-

Наименование работ

ценки ЕРЕР,

Ед. изм.

Кол.

рианта

(с указанием шифра или характеристики)

УКР, разовая

115-118

Расчистка трассы шириной до 12 м, высота снеж-

км

ного покрова до 600 мм

115-119

Расчистка трассы шириной до 12 м на дополни-

км

тельные 100 мм снежного покрова

327А-4347-

Транспортировка строительных механизмов на 163

323,84

100

км (2 х 161,92)

327А-4347-

101

К=63

Передвижка на 15 – 20 м

138-645

Обустройство площадки

скв.

Прим.

234-1022

Очистка оборудования в зимнее время от шлама,

м3

промывочной жидкости

Таблица 12.11 – Объем работ по рекультивации (восстановлению) земель

Номера

Номер

Название и характеристика работ

Единица

Объем

таблиц,

Примечание

варианта

измерения

работ

расценок

по ЕРЕР-49

Строительные работы

Площадка под буровую

буровая

сборник

УКР 139-12

Сельскохозяйственные работы:

∙

вспашка, боронование, куль-

га

1,41

тивация;

0,91

∙

внесение удобрений

Трассы различного назначения

км

Высоковольтная ЛЭП

Грунтовая дорога

Таблица 12.12 - Объем строительных и монтажных работ для строительства скважины

Номер

Шифр рас-

Наименование работ (с указани-

Ед.

Способ и вид

ценки ЕРЕР,

Кол.

варианта

ем шифра или характеристики)

изм.

транспортировки

УКР, разовая

Повторный монтаж

213-6-134

IRI 1700/270 E

компл.

306А-162

Насосы Т-1300 - 2 шт.

Трансформатор собственных нужд

N=250 кВт

327-4347-100

Транспортировка дополнительного

48,71

327-4347-101

оборудования на 163 км.

К=63

Транспортирование крупных блоков и вышки на тяжеловозах или гусеничных тележках на 3 км

212А-556

Вышечный блок - 8 тракторов

1 км

2,9

212А-558

Один дополнительный трактор для

1 км

2,9

СамараНИПИнефть

609Б.00-00-ИОС-07

609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7		Строительные и монтажные работы			174

Номер	Шифр рас-	Наименование работ (с указани-	Ед.		Способ и вид
Номер	ценки ЕРЕР,	Наименование работ (с указани-	Ед.	Кол.	Способ и вид
варианта	ценки ЕРЕР,	ем шифра или характеристики)	изм.	Кол.	транспортировки
варианта	УКР, разовая	ем шифра или характеристики)	изм.		транспортировки
	УКР, разовая
		вышечного блока
	212А-557	Насосный и силовой блоки - 6	1 км	5,8
	212А-557	тракторов
		тракторов
	212А-558	Один дополнительный трактор для	1 км	5,8
		насосного и силового блоков

Разворачивание крупных блоков при транспортировании на тяжеловозах или гусеничных тележках на

900

	212Б-564	Вышечный блок - 8 тракторов	опер.	1
	212Б-568	Один дополнительный трактор для	опер.	1
	212Б-568	вышечного блока
		вышечного блока
	212Б-565	Насосный и силовой блоки - 6	опер.	2
	212Б-565	тракторов
		тракторов
	212Б-568	Один дополнительный трактор для	опер.	2
		насосного и силового блоков
		Дополнительное оборудование
	233В-901	Блочный монтаж 2 эл. котлов	блок	2
	231А-851	Трансформатор для эл. котлов	компл.	2
	306А-2251	N=400 кВт
	306А-2251
	207-524	Вагон-дом (5+9):5	компл.	2,8
	306А-1
	232Б-895	Устройство контура заземления	конт.	1
	к=0,15
	232Г-894	Электромонтаж комплекса быто-	компл.	2,8
		вых помещений
	229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
		(2 превентора)
	229Е-820	Противовыбросовое оборудование	компл.	1
		для перфорации (2 превентора)
	228Л-792	Передвижная электростанция для	компл.	1
		вышкомонтажных работ N=140 кВт
	разовая	Спуско-наладочные работы систе-	к-т	1
		мы верхнего привода
	Разовая	Монтаж оборудования системы	к-т	1
	амортиз.	верхнего привода
	амортиз.
		Эксплуатация передвижной элек-
		тростанции, используемой в
		вышкостроении:
	320-2710	эксплуатационное бурение	сут.	35,3
	325-2750	Пробег агрегата ЦА-320М для	км	326
		опрессовки манифольда в оба кон-
		ца на 163 км
	230Б-849	Обвязка водяной скважины	обв.	1	(1скв)
	к = 0,28
		Транспортировка строительных
		механизмов для вышкомонтажных
		работ на 135 км

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Строительные и монтажные работы

175

Номер

Шифр рас-

Наименование работ (с указани-

Ед.

Способ и вид

ценки ЕРЕР,

Кол.

варианта

ем шифра или характеристики)

изм.

транспортировки

УКР, разовая

327А-4347-

при монтаже (2х357,01)

714,02

100

327А-4347-

при демонтаже

357,01

101

238Б-4347- 100

К=63

330В-4006

Транспортировка вахты

сут.

35,3

к=1,288

5А-1

Амортизация вагонов-домиков и

сут.

35,3

передвижной электростанции

Передвижка на 15-20 м

213-6-151

IRI 1700/270 E

компл.

Прим.

325-2750

Пробег агрегата ЦА-320М для

км

326

опрессовки манифольда в оба кон-

ца на 163 км

229Е-820

Противовыбросовое оборудование

компл.

(2 превентора)

229Е-820

Противовыбросовое оборудование

компл.

для перфорации (2 превентора)

327А-4347-

Транспортировка строительных

374,02

100

механизмов для вышкомонтажных

327А-4347-

работ на 163 км

101

при монтаже (2х187,01)

К=63

320-2710

Эксплуатация передвижной элек-

сут.

9,4

тростанции, используемой в

вышкостроении:

330В-4007

Транспортировка вахты

сут.

9,4

к=1,288

5А-1

Амортизация вагонов-домиков и

сут.

9,4

передвижной электростанции

Таблица 12.13–

Объемы строительных и монтажных работ для испытания скважин

Шифр расцен-

Наименование работ (с указанием шифра

ки ЕРЕР, УКР,

Ед. изм.

Кол.

Примечание

или характеристики)

разовая

227-737

Монтаж агрегата А-50

установка

к=0,45

306Д-2323

231А-850

Монтаж осветительного трансформатора

компл.

306А-2253

N=160 кВт

205В-520

Площадка под трансформатор на земляной

площ.

насыпи 6 м х 6 м

127-156

Выкидные линии

100 м

221-717-1

Блок одной емкости до 20 м3

блок

306А-2209

СамараНИПИнефть

609Б.00-00-ИОС-07

609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Строительные и монтажные работы		176

	Основание под блок емкости
201А-402	- из бруса 200 мм х 200 мм	м3	2,4
201А-404	из досок толщиной 70 мм	м3	1,2
207-524	Вагон-домик 5:5	компл.	1

306А-1

Количество емкостей до 20 м3 (n), необходимых для испытания скважины: n = S х H скв. х K : V емк.= 0,0181 х 4332 х 1,5 : 20 = 6

где

S - площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны, м2;

H скв. - глубина скважины по стволу, м;

K - коэффициент, учитывающий объем циркуляционной системы;

V емк. - объем одной емкости, м3.

Пояснительная записка к разделу «Строительные и монтажные работы»

В 1984 г. введены в действие нормативные документы и СНиПы расценок для определения сметной стоимости на строительство скважин. К этому комплекту документов на подготовительные работы, строительно-монтажные работы и рекультивацию земли составлены укрупненные комплексные расценки (УКР). В укрупненных комплексных расценках (УКР) приводятся следующие показатели сметных затрат на строительство: прямые затраты, в т.ч. основная заработная плата рабочих, эксплуатация машин и возврат материалов.

УКР « Обустройство площадки для строительства скважин» представляет собой сумму единичных расценок по видам работ, проводимых в пределах площадки для строительства скважины, и включает в себя следующие работы, учитывающие условия производства работ в данном районе: земляные работы, строительство трубопроводов, их изоляцию, монтаж запорной арматуры, строительство линий передач, низковольтных кабельных линий. При разработке УКР затраты на строительство паропроводов, термоизоляцию трубопроводов приняты с понижающим коэффициентом, определенным, как отношение продолжительности отопительного периода для данного района (273 сут.) к продолжительности года (273:365).

УКР « Строительство площадки для строительства скважин» определяет объем работ, обязательный при строительстве буровой.

УКР « Строительство вышки, привышечных сооружений и монтаж оборудования» включает следующее: комплект буровой установки, конструктивные узлы вышки и привышечных сооружений к комплекту, фундаменты под комплект и вышку, дополнительное оборудование, конструктивные узлы привышечных сооружений для дополнительного оборудования, фундаменты под дополнительное оборудование. При разработке УКР затраты на сборку системы обогрева емкостей и превенторов приняты с понижающим коэффициентом, определенным аналогично как и в « Обустройстве площадки для строительства скважин»

УКР « Строительство вышки, привышечных сооружений и монтаж оборудования» определяется объем работ, обязательный при строительстве буровой.

Суточная амортизация (при коэффициенте оборачиваемости 1) разработана на укрупненный комплект, стоимость суточной амортизации комплекта буровой установки и дополнительного оборудования принята по единичным расценкам Сборника ЕРЕР-84г.

УКР « Рекультивация земель на площадке буровой» включает: снятие плодородного слоя почвы и перемещение его в отвал, срезка захламленной и замазученной территории, рытье амбара для сброса хлама и строительного мусора и обратная его засыпка, рытье амбара для сбора воды и жидкости и обратная его засыпка, планировка площадки и нанесение плодородного слоя.

В таблицах раздела 12 приведены дополнительные работы при подготовительных и объем дополнительного оборудования при строительно-монтажных работах.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Строительные и монтажные работы 177

12.2 Расчет заявляемой мощности электрооборудования

(СЭСН - 1984 г., стр. 172, п.2.3)

W заяв. = W заяв.пр. + W заяв.тр.

где: W заяв.пр. - заявляемая мощность привода, кВт;

W заяв.тр. - заявляемая мощность трансформатора собственных нужд, кВт.

W заяв.пр. = W пр · k

W заяв.тр. = W тр. · k · 0,73

где: W пр - мощность, обуславливающая наибольшие величины заявляемой мощности, кВт; W тр. - мощность трансформатора собственных нужд, кВт.

k - коэффициент, учитывающий одновременность работы нескольких буровых установок,

снабжающихся от одного источника электроэнергии. k = 1,0 - при подключении 1-ой буровой установки.

Расчет: W заяв.пр. = W пр. · k = 1200 · 1 = 1200 кВт

W заяв.тр. = W тр. · k · 0,73 = 250 · 1 · 0,73 = 183 кВт

W заяв. = W заяв.пр. + W заяв.тр. = 1200 + 183 = 1383 кВт При испытании скважины:

W заяв. = W леб. · k + W заяв.тр. = 500 · 1 + 183 = 683 кВт

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Строительные и монтажные работы 178

12.3 Расчет талевого каната

12.3.1 Расчет талевого каната для БУ 3000 ЭУК-1М

Произведен расчет талевого каната на прочность. Исходные данные и результаты расчета приведены в таблице 1.6

Согласно п. 2.6 ПБ 08-624-03 диаметр талевого каната выбирается в соответствии с расчетом на статическую прочность.

Для буровой установки БУ 3000 ЭУК-1М используется талевый канат 28 мм типа ОС-28-В-Т- 1570 ГОСТ 16853-88 при оснастке 5х6

Произведен расчет талевого каната 28 мм типа ОС-28-В-Т-1570 ГОСТ 16853-88 на прочность по методике, приведенной в работе А.П. Ильского и А.П. Шмидта « Буровые машины и механизмы» М. « Недра» 1989 г.

Таблица 12.14 - Расчет талевого каната

Параметр	Ед. изм	Значение
Исходные данные для расчета
Глубина скважины	м	4332
Оснастка		5х6
Диаметр талевого каната	мм	28
Вес наиболее тяжелой колонны	т	89,78
Вес крюка, талевого блока, вертлюга	т	6,45

Удельная масса каната	т/м	0,00338
Вес каната	т	1,521
Разрывное усилие каната	т	53,04
Коэффициент зависящий от оснастки		0,112
Расчет запаса прочности талевого каната
Наибольшая статическая нагрузка
Ртс = Gкол. + Gкр. + Gт.б. + Gкан.
где: Gкол. - вес колонны, т
Gкр. - вес крюка, т
Gт.б. - вес талевого блока, т
Gкан. - вес каната, т	т	97,8
Максимальное натяжение ведущей струны каната: Рвп = Ртб · m
где: Ртб - нагрузка на талевый блок, т = Ртс
m - коэффициент, зависящий от оснастки	т	10,9
Коэффициент запаса прочности каната: s = Rр : Рвп
где: Rр - разрывное усилие каната, кН		4,8
Нормативный коэффициент запаса прочности талевого каната		3

Коэффициент запаса прочности каната при максимальной нагрузке на крюке во время ликвидации аварий при этом составит 4,8

Учитывая, что коэффициент запаса прочности талевого каната 28 мм типа ОС-28-В-Т-1570 ГОСТ 16853-88 при максимальной нагрузке на крюке во время ликвидации аварий равен 4,8 (s 3), то такую оснастку можно принять для работы.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Строительные и монтажные работы 179

12.3.2 Расчет талевого каната для БУ 4500/270 ЭК-МБ и IRI 1700/270 Е

Произведен расчет талевого каната на прочность. Исходные данные и результаты расчета приведены в таблице 1.6

Для буровых установок БУ 4500/270 ЭК-МБ и IRI 1700/270 Е используется талевый канат 32 мм типа ОС-32-В-Т-1570 ГОСТ 16853-88 при оснастке 5х6

Произведен расчет талевого каната 32 мм типа ОС-32-В-Т-1570 ГОСТ 16853-88 на прочность по методике, приведенной в работе А.П. Ильского и А.П. Шмидта « Буровые машины и механизмы» М. « Недра» 1989 г.

Таблица 12.23 Расчет талевого каната

Параметр	Ед. изм	Значение
Исходные данные для расчета
Глубина скважины	м	4332
Оснастка		5х6
Диаметр талевого каната	мм	32
Вес наиболее тяжелой колонны	т	89,78
Вес крюка, талевого блока, вертлюга	т	6,75

Удельная масса каната	т/м	0,00425
Вес каната	т	1,912
Разрывное усилие каната	т	72,52
Коэффициент зависящий от оснастки		0,112
Расчет запаса прочности талевого каната
Наибольшая статическая нагрузка
Ртс = Gкол. + Gкр. + Gт.б. + Gкан.
где: Gкол. - вес колонны, т
Gкр. - вес крюка, т
Gт.б. - вес талевого блока, т
Gкан. - вес каната, т	Т	98,4
Максимальное натяжение ведущей струны каната: Рвп = Ртб · m
где: Ртб - нагрузка на талевый блок, т = Ртс
m - коэффициент, зависящий от оснастки	Т	11
Коэффициент запаса прочности каната: s = Rр : Рвп
где: Rр - разрывное усилие каната, кН		6,6
Нормативный коэффициент запаса прочности талевого каната		3

Коэффициент запаса прочности каната при максимальной нагрузке на крюке во время ликвидации аварий при этом составит 6,6

Учитывая, что коэффициент запаса прочности талевого каната 32 мм типа ОС-32-В-Т-1570 ГОСТ 16853-88 при максимальной нагрузке на крюке во время ликвидации аварий равен 6,6 (s 3), то такую оснастку можно принять для работы.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Продолжительность строительства скважины 180

13 Продолжительность строительства скважины

Продолжительность бурения по интервалам, приведена в таблице 13.1. В таблицах 13.2-13.3 приведена продолжительность монтажа буровой установки, подготовительных работ к бурению, крепления и испытания (освоения) скважины, а также общая продолжительность строительства скважины.

Таблица 13.1 –	Продолжительность строительства скважины

		Продолжительность цикла строительства скважины, сут

					в том числе

		строительномонтажныеработы	подготовительработыныек бурению			испытание
Вид монтажа	всего			крепибурениеление
				крепибурениеление


					всего	в экс. колонне	ИПП

БУ 3000 ЭУК-1М с СВП
Повторный	113,56	48,8*	4	53	7,76	7,76	-
передвижка	63,60	4,7	1,2	53	7,76	7,76	-
передвижка	63,60	4,7	1,2
БУ 4500/270 ЭК-БМ с СВП
Повторный	103,06	38,3*	4	53	7,76	7,76	-
передвижка	72,26	10,3	1,2	53	7,76	7,76	-
передвижка	72,26	10,3	1,2
IRI -1700/270 Е с СВП
Повторный	100,06	35,3*	4	53	7,76	7,76	-
передвижка	71,36	9,4	1,2	53	7,76	7,76	-
передвижка	71,36	9,4	1,2

Примечания:

1⃰Сутки (5 суток) на монтаж-демонтаж СВП включены в сутки строй-монтажных работ;

2Работы по мобилизации данным проектом не предусматриваются и не осмечиваются.

Таблица 13.2 - Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин

Номер		Продолжи-	Интервал буре-		Продолжительность бурения, сут
		тельность	ния, м
обсадной	Название колонны	крепления,	от		забойными	роторным	совмещенным
колонны		сут		до (низ)
			(верх)		двигателями	способом	способом
1	Направление 324 мм	0,9	0	30	-	0,5	-

2	Кондуктор 245 мм	5,0	30	710	2,6	-	-

3	Пилотный ствол	3,3	710	3372	10,5	-	-

4	Эксплуатационная	8,5	2501	3135	4,3	-	-
	колонна 178 мм

5	Хвостовик 114 мм	9,3	3135	4332	8,0	-	-

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Механизация и автоматизация технологических процессов, и диспетчеризации

181

14 Механизация и автоматизация технологических процессов, и диспетчеризации

Мероприятия по механизации процессов бурения предусматривают применение комплекса малой механизации (приспособлений и устройств), повышающих безопасность и технический уровень эксплуатации объектов бурения и добычи нефти в соответствии с требованиями [38]. На буровой должен быть полный комплект контрольно-измерительных приборов, автоматический затаскиватель ведущей трубы в шурф, тележка для бурильных труб, приспособления для правильного наматывания талевого каната на барабан лебедки, приспособление для крепления неподвижного "мертвого" конца талевого каната, приспособление против разбрызгивания бурового раствора с автоматическими затворами, приспособления для отвинчивания и завинчивания шарошечных долот, приспособления для стягивания втулочно-ролиновых цепей, приспособлений для подвески машинных ключей.

Таблица 14.1 - Средства механизации и автоматизации, элементы малой механизации при бурении с буровой установки «IRI-1700/270 Е»

№	Наименование			Номера чертежей
№	Наименование		Шифр	или технические
п/п	приспособлений и устройств		Шифр	или технические
п/п	приспособлений и устройств			условия
				условия
1		2	3	4
1	Вспомогательный тормоз		Модель 6010 Baylor
2	Автомат подачи долота на забой		-
3	Двойной комплект вспомогательных ле-		-
	бедок грузоподъемностью 5000 фунтов
4	Механизированная система для подвес-		ROUGHNECK	Спецификация АРI,
	ки и развинчивания труб при СПО, в том		AR 3200	Спецификация АРI,
	числе:			Поставщик:
	- ключ для свинчивания и развинчивания		SSW – 50	”IRI International Cor-
	труб диаметром от 2 7/8” до 9 3/4”;			poration”
	- ключ с ограниченным моментом вра-
	щения бурильных труб от 3 1/2”до 6 5/8”,		TW - 102
	УБТ диаметром от 4” до 9 ¾”
5	Гидравлические трубные ключи для об-		Модель 20 фирмы “Eckel”
	садных труб с наружным диаметром :
	114 мм, 178 мм, 245 мм, 324 мм.
6	Не автоматический ключ для свинчива-		Модели:	Спецификация АРI,
	ния бурильных труб		1.SDD N/A; 2.DB N/A	Поставщик:
7	Система верхнего привода		-	”IRI International Cor-
7	Система верхнего привода		-	poration”
8	Вращатель “Узтерфорд” (устройство		Модели:	poration”
8	Вращатель “Узтерфорд” (устройство		Модели:
	двухстороннего вращения ведущей бу-		KS 2400 HB; 13500 A29FH
	рильной трубы).
9	Пневматическая лебедка		Модели:
			DERRICKMAN 2546-8-ABPT;
			FA2.5-16MXL; Forge 5
10	Комплект для выравнивания мачты 50 т		-
	домкрат с прокладками и механическим
	насосом
11	Гидравлическая система раскрепления-		-	Спецификация АРI,
	закрепления бурильных труб и УБТ диа-			Поставщик:
	метром 4 ½” ÷ 6 ¼” (	гидроцилиндры)		”IRI International Cor-
				poration”
12	Роликовая тележка и цепная лебедка (по		-	Спецификация АРI,
	2 шт.) для работы с превентором			Поставщик:
13	Шнек для удаления бурового шлама 12”		Конструкция 300 HR	”IRI International Cor-
13	Шнек для удаления бурового шлама 12”		Конструкция 300 HR	poration”
	(17 м).			poration”
	(17 м).

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Механизация и автоматизация технологических процессов, и диспетчеризации			182

№	Наименование			Номера чертежей
№	Наименование	Шифр		или технические
п/п	приспособлений и устройств	Шифр		или технические
п/п	приспособлений и устройств			условия
				условия
1	2	3		4
14	Предохранительное устройство кронбло-	-
	ка (противозатаскиватель – пневматиче-
	ский цилиндр с фитингами на буровой
	лебедке)
15	Съемник седел клапанов бурового насо-	Типа: “Harrisburg”	Спецификация АРI,
	са	или “Mission”	Поставщик:
16	Страховочное приспособление для	самонаматывающийся трос	”IRI International Cor-
16	Страховочное приспособление для	самонаматывающийся трос	poration”
	подъема (верхового рабочего)	типа “Protecta”	poration”
	подъема (верхового рабочего)	типа “Protecta”
17	Аварийный спуск верхового рабочего	Типа “Geronimo”
18	Механизм крепления неподвижного кон-	Модель НА 131Т
	ца талевого каната	Якорь “Hercules”
19	Комплект для хранения стропов и тросов	-
	на мачте
20	Система обогрева рабочих мест	-

Таблица 14.2 - Средства механизации и автоматизации, элементы малой механизации при бурении с буровой установки БУ 4500/270 ЭК-БМ

№	Наименование	Кол-во,	Шифр	Номера чертежей или
п/п	приспособлений и устройств	шт./ком.	Шифр	технические условия
п/п	приспособлений и устройств	шт./ком.		технические условия

1	2	3	4	5
1	Автоматический стационарный	1	АКБ – 4	ТУ 26-02-28-79
	ключ		( АКБ-3М2 )
2	Гидравлический ключ для свин-	1	«Weatherford»	-
	чивания обсадных труб фирмы		-модель16-25
	«Weatherford»
3	Пневмораскрепитель свечей	1	ПРС-1; ПРС-2	-
4	Кран консольно-поворотный	1	ККП г/п 3,2 т	-
		2	г/п 0,2 т	-
		2	г/п 1,0 т	-
		2	Таль эл.2,0 т	-
		2	Таль руч. 5 т	-
		1	1,0 т	-

5	Ключи машинные подвесные	2	КМБО ( КБТ )	ОСТ 26-02-855-73
			КМБ 108-212	ТУ 26-02-673-75
			КМБ 203-320	ТУ 26-02-842-79
6	Пневматические клинья ротора	1	ПКО 560М-01	-
			ПКР БО 700
			ПКР-560М
			ПКР560-320МУ
			ПКРО-560М
7	Система верхнего привода	1	Varco	Сертификат соответ-
				ствия № РОСС US.
				МР04. В08311
				Разрешение Ростех-
				надзора России
				№ РРС 00-24923
8	Механизм крепления неподвиж-
	ного конца талевого каната	1	МПДК-200	ТУ39-01-245-76
9	Успокоитель талевого каната	1	УТК	ТУ39-1020-85
10	Приспособление отвинчивания и	1	ОТД	ТУ39-920-84
	завинчивания шарошечных долот
	(доска), для каждого диаметра
	долота

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Механизация и автоматизация технологических процессов, и диспетчеризации				183

№	Наименование	Кол-во,	Шифр	Номера чертежей или
п/п	приспособлений и устройств	шт./ком.	Шифр	технические условия
п/п	приспособлений и устройств	шт./ком.		технические условия

1	2	3	4	5
11	Приспособление для долива	1	-	-
	скважины при подъёме инстру-
	мента
12	Ограничитель подъёма талевого	1	ОТБ-ЭД	ТУ 39-01-05-502-79
	блока
13	Очиститель бурильных труб	2	ОТБ	ТУ 39-01-06-704-81

14	Автоматический блокиратор ле-	1	АБЛ-1	-
	бёдки для ограничения грузо-
	подъемности вышки
15	Комбинированный колпачок для	1	ММБ9-3-121	ТУ39-01-324-77
	подноски долот
16	Машинка для стягиваниия вту-	1	СЦ	Черт.№305.000СБ
	лочно-роликовых цепей			(ВНИИБТ)
17	Ключ для загибания шпилек вту-	1	-	ТУ 39-033-74
	лочно-роликовых цепей
18	Устройство для эвакуации верхо-	1	Канатного типа	14077.66.000 РЭ
	вого рабочего			ОАО « Уралмаш»	ОГК БО
				ОПО
19	Комплекс МС-130	1	МС-130	Сертификат
	(электронный индикатор веса)			RU.C.28.065А 8635/1
20	Комплекс средств наземного кон-	1	КУБ-1	Сертификат
	троля технологических парамет-			RU.C.28.007А 5893
	ров и управления процессом бу-
	рения
21	Предохранительный клапан от-	1	КП50-400	-
	ключения привода бурового
	насоса при превышении давле-
	ния
22	Система обогрева рабочих мест	-	-	ТУ 41-01-350-78

Таблица 14.3 - Средства механизации и автоматизации, элементы малой механизации при бурении с буровой установки БУ 3000 ЭУК-1М и БУ 3200 ЭУК2М

№	Наименование приспособле-	Кол-во,	Шифр	Номера чертежей или
п/п	ний и устройств	шт./ком.	Шифр	технические условия
п/п	ний и устройств	шт./ком.		технические условия

1	2	3	4	5
1	Автоматический стационарный	1	АКБ-4	ТУ 26-02-28-79
	ключ		(АКБ-3М2)
2	Пневматические клинья ротора	1	ПКР БО 700	ТО 14072.66-040
			ПКО 560 М-01
			ПКР-560М
			ПКР 560-320МУ
			ПКРО-560М
3	Подвесной буровой механизиро-	1	ПБК-4.	ТУ 26-02-80-83
	ванный ключ
	(Гидравлический ключ « Везер-		Модель 16-25	СЕРТИФИКАТ
	форд»)			СООТВЕТСТВИЯ
				№ РОСС US.АЯ 04.
				В04806
				РАЗРЕШЕНИЕ ГГТН РФ
				№ РРС 03-2622
4	Пневмораскрепитель свечей	1	ПРС-1	-
			ПРС-2
5	Кран поворотный подъёмный	1	8КП-2	-
6	Система верхнего привода	1	ПВЭГ-225	Сертификат соответ-
				ствия № РОСС RU.АБ44.
				В43S73

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Механизация и автоматизация технологических процессов, и диспетчеризации				184

№	Наименование приспособле-	Кол-во,	Шифр	Номера чертежей или
п/п	ний и устройств	шт./ком.	Шифр	технические условия
п/п	ний и устройств	шт./ком.		технические условия

1	2	3	4	5
				Разрешение Ростех-
				надзора России
				№ РРС 00-22922
7	Ключи машинные подвесные	2	КМБ 108-212	ТУ 26-02-842-79
			КМБ 203-320
8	Отключатель буровой лебедки	1	ОБЛ 201.000 .У1.	ТУ 3661-027-00135786-
	при перегрузке талевой системы			2002
	и вышки
9	Автоматический затаскиватель	-	АК-1	ТУ 39-856-83
	ведущей трубы в шурф
10	Механизм крепления неподвиж-	1	МПДК-200	ТУ39-01-245-76
	ного конца талевого каната
11	Успокоитель талевого каната	1	УТК	ТУ39-1020-85
12	Ограничитель подъёма талевого	1	ОТБ-ЭД	ТУ 39-01-05-502-79
	блока
13	Приспособление для отвинчива-	1	ОТД	ТУ39-920-84
	ния и завинчивания шарошечных
	долот (доска), для каждого диа-
	метра долота
14	Приспособление для долива	1	-	-
	скважины при подъёме инстру-
	мента
15	Комбинированный колпачок для	1	ММБ9-3-121	ТУ39-01-324-77
	подноски долот
16	Устройство против разбрызгива-	1	УПР	-
	ния бурового раствора
17	Машинка для стягивания втулоч-	1	СЦ	Черт.№305.000СБ
	но-роликовых цепей			(ВНИИБТ)
18	Ключ для загибания шпилек вту-	1	-	ТУ 39-033-74
	лочно-роликовых цепей
19	Ключи цепные	2	КНЦ-1	ТУ26-02-355-76
		2	КНЦ-2
		2	КНЦ-3
20	Очиститель бурильных труб	2	ОТБ	ТУ39-01-06-704-81
21	Крюк двурогий вспомогательной	1	КД-3	ТУ39-01-06-704-81
	лебёдки
22	Крюк для подвески штропов	2		ТУ39-01-05-405-79
23	Приспособление для рубки	1	ПРК-35	ТУ39-01-05-335-77
	стальных канатов
24	Тележка для выброса бурильных	1	ММБ-20	ТУ-39-01-261-76
	труб
25	Приспособление для надевания	1	-	-
	предохранительных колец на бу-
	рильные трубы
26	Съёмник гидравлический для бу-	1	-	СГ2-00.000.СБ
	ровых насосов УНБ-600
27	Вспомогательная лебёдка	1	ЛВ-44-1, ЛВ-15	-
28	Устройство для эвакуации верхо-	1	-	ОАО « Уралмаш»
	вого рабочего
29	Система обогрева рабочих мест	-	-	ТУ 41-01-350-78

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Механизация и автоматизация технологических процессов, и диспетчеризации 185

Таблица 14.4 - Средства механизации и автоматизации, элементы малой механизации для установки «Азинмаш – 50» ( А-50)

№	Наименование	Кол-во,	Шифр	Номера чертежей или
п/п	приспособлений и устройств	шт./ком.		технические условия

1	2	3	4		5
1	Вспомогательная лебедка с элек-	1	ЛВ	-
	троприводом
2	Ключ буровой гидравлический	1	ГБК-4	-
	(пневматический)
3	Раскрепитель резьбовых соеди-	1		А-50 МБ 27.00.000
	нений труб
4	Гидросмеситель	1	ГДМ-1	ТУ 39-0147001-120-91

5	Вибросито малогабаритное	1	-	ТУ 39-0147001-145-96

6	Пескоотделитель	1	ПГ-50	ТУ 26-02-950-82

7	Ограничитель высоты подъема	1	-	-
	талевого блока
8	Ограничитель допускаемой гру-	1	-	-
	зоподъемности лебедки
9	Дегазатор	1	Каскад 40М	ТУ 39-0147001-143-96

10	Ключ машинный для бурильных	1	КБТ-2	-
	труб

Таблица 14.5 - Средства контроля при бурении с буровой установки IRI-1700/270Е

№	Наименование устройства			Кол-во,	Примечание
п/п	Наименование устройства			шт.	Примечание

1	2			3	4
1	Станция геолого-технических исследований с комплектом назем-			1	Поставщик: "IRI
	ных технологических датчиков системы контроля и управления				International
	процессом бурения				Corporation", Из-
2	Пульт контроля процесса бурения			1	готовитель:
3	Гидравлический индикатор веса			1	"MDTOTCO"
4	Датчик веса			1
5	Манометр			2
6	Манометр нагнетательной системы			1
7	Манометр пневмосистемы системы			1
8	Электроконтактный манометр			1
9	Расходомер бурового раствора			1
10	Указатель уровня в приемных емкостях			1
11	Станция контроля цементирования			1
12	Лаборатория дефектоскопии			1
13	Лаборатория глинистых растворов			1
14	Прибор Вика для определения параметров цементного раствора			1
15	Автоматическая газокаротажная станция			1
16	Счетчик расхода холодной воды			1
17	Измеритель потока бурового раствора на выходе из скважины со			1
	звуковой и световой сигнализацией
18	Измеритель уровня раствора в доливной емкости со звуковой и			1
	световой сигнализацией
19	Прибор громкоговорящей связи			1
20	Пульт управления противовыбросовым оборудованием			1
21	Ограничитель допускаемой грузоподъемности лебедки			1
22	Блокирующее устройство по отключению привода буровых насо-			1
	сов при повышении давления в нагнетательном трубопроводе на
	10-15% выше максимального рабочего давления насосов для со-
	ответствующей цилиндровой втулки

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Механизация и автоматизация технологических процессов, и диспетчеризации					186

23	Звуковая и световая сигнализации при загазованности воздушной		1
	среды.
	Постоянно контролируемые параметры в процессе бурения:
	- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;
	- плотность бурового раствора с регистрацией;
	- расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;
	- давление в манифольде буровых насосов;
	- уровень раствора в приемных емкостях при бурении;
	- крутящий момент на роторе;
	- загазованность воздушной среды.
24	Индикатор U.L. тонно-километров		1
25	Бесконтактный датчик оборотов в минуту		1
26	Преобразователь в сборе		1
Таблица 14.6 - Средства контроля при бурении с буровой установки БУ 4500/270 ЭК-БМ

№	Наименование	Шифр			Кол-во, шт.
п/п	Наименование	Шифр			Кол-во, шт.
п/п

1	2	3		4
1	Гидравлический индикатор веса	ГИВ-6		1
2	Комплект лаборанта	КЛР-1		1
3	Манометр с предохранительным устройством	МБТ-1		2
4	Измеритель крутящего момента ротора	ИМР-2		1
5	Автоматический указатель уровня приёмной и до-	УП-11М или		2
	ливной емкостей	ЭХО-3
6	Автоматический сигнализатор газа	АСГ-1		1
7	Система контроля процесса бурения компьютери-	СГТ-микро		1
	зованная

Таблица 14.7 - Средства контроля при бурении с буровой установки БУ 3000 ЭУК-1М, БУ 3200 ЭУК2М

№	Наименование.	Шифр	Кол-во, шт.
п/п	Наименование.	Шифр	Кол-во, шт.
п/п

1	2	3	4
1	Гидравлический индикатор веса	ГИВ-6	1
2	Комплект лаборанта	КЛР-1	1
3	Манометр с предохранительным устройством	МБТ-1	2
4	Измеритель крутящего момента ротора	ИМР-2	1
5	Автоматический указатель уровня приёмной и до-	УП-11М или	2
	ливной емкостей	ЭХО-3
6	Автоматический сигнализатор газа	АСГ-1	1
7	Система контроля процесса бурения компьютери-	СГТ-микро	1
	зованная

Таблица 14.8 - Средства диспетчеризации

№	Наименование		Шифр		ГОСТ, ТУ	Количество
п/п	Наименование		Шифр		ГОСТ, ТУ	Количество
п/п
1	РРС-2М "Аркнот-Моторола"с использованием	-		-		2
	трех каналов связи
2	Громкая связь HS-30	-		-		1

3	Сирена С-28	-		-		1

4	Сирена С-40	-		-		1

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

187

15 Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

Таблица 15.1 - Основные требования и мероприятия по технике безопасности и противопожарной безопасности

№	Основные требования и мероприятия		Номер, шифр	Номер позиции
п/п			нормативного	нормативного
			документа	документа
			(табл. 15.9)
1	Обученность членов буровой бригады		1	п. 1.7.3

2	Наличие на территории буровой знаков безопасности и преду-		1	п. 1.4;
	предительных знаков			п. 1.6
3	Наличие, укомплектованность и обеспечение готовности к ис-		5
	пользованию блоков безопасности
4	Соответствие оборудования, трубопроводов, аппаратуры		1	п. 1.5
	условиям эксплуатации
5	Обеспечение буровой электрооборудованием в безопасном		1	п. 1.6
	исполнении
6	Обеспечение освещенности территории буровой, рабочих мест		1, 7	п. 1.4.12-1.4.14
	и технологических зон обслуживания
7	Наличие аварийного обеспечения электроэнергией		1

8	Наличие и эффективность системы аварийного освещения		1, 3

9	Размещение буровой с учетом требований безопасности и		1	п. 2.1.3; 2.3
	охраны окружающей среды
10	Соблюдение требований техники безопасности и охраны окру-		1
	жающей среды при планировании территории буровой и мон-
	таже бурового оборудования
11	Наличие противовыбросового оборудования на устье скважи-		1	п. 2.9
	ны и его соответствие обвязки
12	Обеспечение и контроль качества монтажа, контроль надеж-		1	п. 2.4
	ности оборудования
13	Обеспечение запаса промывочной жидкости и химреагентов		1	п. 2.7.3

14	Обеспечение постоянного долива скважины промывочной		1
	жидкостью
15	Обеспечение постоянного контроля за изменением объема		1	п. 2.7.12
	промывочной жидкости
16	Обеспечение автоматического контроля параметров бурения		1	п. 2.7.12

17	Обеспечение пожарной безопасности		4

18	Обеспечение инструментом, спецприспособлениями, сред-		3
	ствами механизации ручного труда
19	Обеспечение оперативной ликвидации возможных аварий		1	п. 2.7.5

20	Готовность персонала бригады к выполнению первоочередных		1	п. 2.7.5
	действий в аварийной ситуации
21	Обеспечение буровой запасов аварийных материалов, ин-		1	п. 2.7.5
	струмента и оборудования
22	Обеспечение безопасности работающих промплощадок,		1	п. 2.7.5
	народнохозяйственных объектов и населения при возникнове-
	нии возможных аварийных ситуаций
23	Обеспечение оперативной связи служб и местных админи-		1	п. 2.7.5
	стративных органов об аварийной ситуации и оповещение лю-
	дей в зоне возможной загазованности
24	Обеспечение контроля воздушной среды и метеопараметров		1
	при возникновении возможной аварийной ситуации
25	Обеспечение буровой необходимой нормативной документа-		1
	цией по охране труда и окружающей среды, а также техниче-

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность		188

№	Основные требования и мероприятия	Номер, шифр	Номер позиции
п/п		нормативного	нормативного
		документа	документа
		(табл. 15.9)
	ской документацией

Таблица 15.2 - Основные требования и мероприятия по промышленной санитарии и гигиене
труда

№	Наименование требования, мероприятия	Номер, шифр	Номер позиции
п/п		нормативного	нормативного
		документа	документа
		(табл. 15.9)
1	Обеспечение работающих привозной питьевой водой в соот-	9,10	п. 9.6
	ветствии с ГОСТ "Вода питьевая"
2	Обеспечение постоянного лабораторного контроля качества	9	п. 9.6.2
	питьевой воды
3	Обеспечение неприкосновенности запаса привозной питьевой	9	п.5.2
	воды в объеме 200 л, ее обновление при каждом завозе на
	объект
4	Наличие в душевой не менее двух ножных ванн, два душа и	8
	двух кранов для умывания, вагона-сушилки с двумя отделени-
	ями, туалетом на 1 место
5	Обеспечение вагон-клуба в вышкостроении и вагон-клуба в	8
	бурении и испытании кондиционером
6	Отсутствие медицинских противопоказаний к выполняемым	1
	работаму членов буровой бригады (с учетом возможного нали-
	чия сероводорода в воздухе рабочей зоны)
7	Контроль воздуха рабочей зоны на токсичные концентрации	1
	сероводорода
8	Обеспечение вентиляцией рабочих мест, зон обслуживания и	1
	мест возможного скопления в воздухе токсичных веществ
9	Обеспечение всех работающих средствами индивидуальной	1
	защиты органов дыхания и поддержание в состоянии готовно-
	сти и немедленному использованию
10	Наличие и готовность к использованию средств оказания	1
	доврачебной помощи пострадавшим
11	Обеспечение буровой приборами для определения направле-	1
	ния ветра
12	Наличие станции для наполнения, мытья и дезинфекции емко-	1
	стей для доставки и хранения питьевой воды

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 15.3 - Средства индивидуальной защиты, спецодежда

		Потребное количество для бригады
№ п/п	Наименование, тип, шифр, вид
№ п/п	Наименование, тип, шифр, вид	вышкомонтаж-	буровой	испытания
		вышкомонтаж-
		ной
		ной
1	Костюм для защиты от воды из синтетической ткани с пленочным покрытием	10	34	18
	Костюм из хлопчатобумажной ткани с огнезащитной пропиткой или Костюм из смешанных тканей
2	с огнезащитной пропиткой, или Костюм для защиты от нефти и нефтепродуктов из смешанных	10	34	18
2	тканей или Костюм из огнестойких тканей на основе	10	34	18
	смеси мета- и параамидных волокон
6	Костюм противоэнцефалитный	10	34	18
7	Комбинезон для защиты от токсичных веществ и пыли из нетканых материалов	-	34	18
8	Футболка	-	34	-
9	Ботинки кожаные с жестким подноском или Сапоги кожаные с жестким подноском	10	34	18

11	Сапоги резиновые с жестким подноском или Сапоги болотные с жестким подноском	10	34	18

13	Нарукавники из полимерных материалов	-	24	-
14	Перчатки с полимерным покрытием	60	408	108
15	Каска защитная	10	34	18
16	Подшлемник под каску	10	34	18

17	Очки защитные	10	34	18

	На наружных работах зимой
	дополнительно:
	Костюм из хлопчатобумажной ткани с огнезащитной пропиткой на утепляющей прокладке или из
18	огнестойких тканей на основе смеси мета- и параамидных термостойких волокон на утепляющей		34
	прокладке или Костюм из смешанных тканей с огнезащитной пропиткой на утепляющей про-	10	34	18

	кладке, или Костюм для защиты от нефти и нефтепродуктов из смешанных тканей на утепляю-

	щей прокладке или из огнестойких тканей на основе смеси мета- и параамидных волокон на
	утепляющей прокладке
21	Жилет утепленный	10	34	-

22	Белье нательное утепленное	-	34	18

7.5 Том

безопасность противопожарная и санитария промышленная ,безопасности Техника

189

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B							Техника7.5Том
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B				Потребное количество для бригады			Техника7.5Том
				Потребное количество для бригады
	№ п/п		Наименование, тип, шифр, вид
	№ п/п		Наименование, тип, шифр, вид	вышкомонтаж-	буровой	испытания
				вышкомонтаж-
				ной
				ной
			Ботинки кожаные ут епленные с жестким
	23		подноском или Сапоги кожаные утепленные с жестким	10	34	18
			подноском
	25		Валенки с резиновым низом	10	34	18	,безопасности

	26		Перчатки с полимерным покрытием, нефтеморозостойкие	60	204	108
	26		Перчатки с полимерным покрытием, нефтеморозостойкие	60	204	108

	27		Галоши диэлектрические	10	1	1
	28		Перчатки диэлектрические	10	1	1	исанитарияпромышленная
ИОСБ07--00-00.609	29		Пояс предохранительный	10	1	1	исанитарияпромышленная
	29		Пояс предохранительный	10	1	1
	30		Комплект для защиты от воздействия электрической дуги из огнестойкихтканей	10	1	1

	31		Костюм для защиты от воздействия электрической дуги из огнестойких тканей на утепляющей	10	1	1
	31		прокладке	10	1	1
			прокладке
	32		Наушники противошумные	1	1	18
	33		Респиратор	4	4	18	безопасностьпротивопожарная
	33		Респиратор	4	4	18

	Примечание:
		1. Нормы выдачи бесплатной спец. одежды приняты согласно Приказу № 970н от 09.12.2009 г.
		2. Комплектование изолирующими противогазами типа СИГ-1 производится в случае наличия во вскрываемом разрезе агрессивных сред

190

vk.com/club152685050

Том 5.7	Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность		191
Таблица 15.4 - Средства индивидуальной защиты, спецодежда

№	Наименование, а также тип, вид, шифр и т.д.	Место установки на буровой
п/п
1	Звукоизолирующие кожухи	Вертлюжки-разрядники ШПМ, пневмосистема
2	Виброизолирующая площадка	У пульта бурильщика

3	Глушитель шума (ВНИИТБ)	Выхлопной патрубок ключа АКБ-3М2

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 15.5 - Нормы освещенности

№	Рабочие места	Рабочая по-	Плоскость	Разряд и		Рабочее освещение			Аварийное
п/		верхность на	формирования	подразряд					освещение
п		которой	освещенности:	зрительной	освещенность, лк			показатель	(освещенность),
		нормируется	Г- горизонталь	работы				ослепленности,	лк
		освещенность	В- вертикаль		при лампах		при газораз-	не более %
					накаливания		рядных лам-
							пах

1	Измерительная аппаратура,	Шкала прибо-	Г, В	IV г	150		200	40	10
	пульт и щит управления	ров, кнопки
		управления
2	Пульт и щит управления без из-	Рычаги, рукоят-	Г, В	IV	75		150	60	10
	мерительной аппаратуры, стол	ки
	оператора
3	Стол оператора, машиниста, ап-	Стол	Г	IV г	100		150	40	10
	паратчика, дежурного
4	Задвижки насоса, штурвал, руко-	Задвижка,	Г, В	VIII	30		75	80	10
	ятка, рычаг управления, кон-	штурвал, руко-
	трольный сифонный кран, клапан	ятка, рычаг,
	предохранительный, места за-	кран, клапан,
	мены манжет клапанов и набивки	манжета, саль-
	сальников	ник
5	Стеллажи, приемный мост	Бурильные тру-	Г	XI	10		10
		бы, обсадные
		колонны, при-
		емный мост
6	Лестничные марши, площадки,	Ступеньки и пол	Г	XI	10		10
	сходы с рабочей площадки	площадки
	Вышечно-лебедочный блок

7	Рабочая площадка	Пол	Г		30		50	60	10

8	Роторный стол	Роторный стол	В		100		100

9	Буровая лебедка	Барабан	В	X	30		30

10	Автоматический ключ буровой	Челюсть	В	VIIIА	30		75

11	Подсвечник	Место установ-	Г	X	30		30
		ки свеч
12	Путь движения талевого блока	Талевый блок	В	X	30		30

7.5 Том

безопасность противопожарная и санитария промышленная ,безопасности Техника

192

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

№	Рабочие места	Рабочая по-	Плоскость	Разряд и		Рабочее освещение			Аварийное
п/		верхность на	формирования	подразряд					освещение
п		которой	освещенности:	зрительной	освещенность, лк			показатель	(освещенность),
		нормируется	Г- горизонталь	работы				ослепленности,	лк
		освещенность	В- вертикаль		при лампах		при газораз-	не более %
					накаливания		рядных лам-
							пах

13	Элеватор на уровне площадки	Замковое	В	IX	50		50
	верхового рабочего, магазин для	устройство, ме-
	свеч	сто установки
		свеч
14	Рабочее место верхового рабо-	Пол	Г	IX	50		50
	чего (люлька, балкон)
15	Кронблочная площадка, крон-	Рабочие блоки	Г, В	X	30		30
	блок
	Силовое помещение

16	Редуктор (коробка скоростей)	Место замера	В	VIIIА	30		75
		уровня масла
17	Растворопровод (желобная си-	Поверхность	Г	XI	10		10
	стема)	раствора
18	Глиномешалка, смеситель, сепа-	Рабочая по-	В	VIIIА	30		75
	ратор, сито, пескоотделитель	верхность
19	Емкость (резервуар) для хране-	Место замера	В	VIIIВ	20		50
	ния запасного раствора	уровня раство-
		ра
	Насосное помещение

20	Воздушный компенсатор бурово-	Диафрагменный	В	VI	75		150	Во время смены
	го насоса	разделитель						разделителя
	Дизельное помещение

21	Освещенность снижена на одну	0,8 м от пола	Г	VI	50		100
	ступень шкалы освещенности
	Противовыбросовое оборудо-
	вание
22	Превентор, штурвал дистанци-	Превентор,	В	VIIIА	30		75
	онного управления превентором	штурвал
23	Пульт дистанционного управле-	Пульт	В	IVГ	75		100
	ния превентором (освещенность
	снижена на одну ступень шкалы
	освещенности)

7.5 Том

безопасность противопожарная и санитария промышленная ,безопасности Техника

193

vk.com/club152685050

Том 5.7	Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность							194
Таблица 15.6 - Средства контроля воздушной среды

Наименование (тип, шифр			Количество, шт.			Места установки датчиков га-
	идр.)		Количество, шт.				зоанализатора
	идр.)						зоанализатора
Сигнализаторы карманного типа			28			Шламовый амбар, ВЛБ, блок
АНКАТ-7664							очистки БР
Газоанализатор КОЛИОН-1В-03			1
Газоанализатор КОЛИОН-1А-01С			2
Индикаторная бумага,			1 упаковка
пропитанная 2%-м раствором
уксусно-кислого свинца
Таблица 15.7 - Санитарно-бытовые помещения

№	Название, вид, тип, функциональное назначе-				Площадь		Количество вагонов, шт.
п/п	ние				пола, м2
		В период вышкомонтажных работ

1	Вагон-столовая			14			1
2	Вагон-душевая			-			-
3	Вагон-сушилка			-			1
4	Вагон-административное здание			-			1
5	Вагон-общежитие			-			2
6	Вагон-склад			-			-
7	Итого:						5

		В период бурения и крепления

8	Вагон-столовая			14			1
9	Вагон-душевая			-			1
10	Вагон-сушилка			-			2
11	Вагон-общежитие			-			5
12	Вагон-мастера			-			1
13	Вагон-красный уголок			-			1
14	Вагон-супервайзера			-			1
15	Вагон-склад			-			1
16	Вагон-других подрядчиков			-			2
	Итого:						15
	В период испытания с установки А-50М
17	Вагон-столовая			14			1
18	Вагон-душевая			-			1
19	Вагон-сушилка			-			-
20	Вагон-административное здание			-			1
21	Вагон-общежитие			-			2
22	Итого:						5

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

195

Примечание - При строительстве скважин для комплектования жилого городка применить санитарнобытовые помещения, выпускаемые по ТУ 5280-022-00110473-97 « Здания модульные многопрофильные» ОАО "Самарский завод "Электрощит". Санитарно-эпидемиологическое заключение №

63.01.06.528.П.003892.09.03 от 11 сентября 2003 г.

Таблица 15.8 - Первичные средства пожаротушения

Наименование первичных средств	Нормы комплектации в зависимости от пожарного
Наименование первичных средств	щита и класса пожара
пожаротушения и инвентаря	щита и класса пожара
пожаротушения и инвентаря
	ЩП-А (класс А)	ЩП-В (класс В)	ЩП-Е (класс Е)
Огнетушители: воздушно-пенные (ОПВ) V=10 л	2	2	-
Огнетушители порошковые (ОП) V=10 л	1	1	1
Огнетушители порошковые (ОП) V=5 л	-	1	2
Огнетушители углекислотные (ОУ) V=5 л	-	-	2
Ящики с песком V=0,5 м3	-	1	1
Лопата штыковая	1	1	-
Лопата совковая	1	1	1
Лом	1	1	-
Багор	1	-	-
Ведро	2	1	-
Щит	1	1	1
Грубошерстная ткань или войлок (кошма, по-	-	1	1
крывало из негорючего материала)
Комплект для резки электропроводов: ножницы,	-	-	1
диэлектрические боты и коврик
Примечания:

Класс А – пожары твердых веществ, в основном органического происхождения, горение которых сопровождается тлением (древесина, текстиль, бумага), т.е. жилой поселок, который укомплектовывается пожарным щитом ЩП-А с соответствующим инвентарем.

Класс В – пожары горючих жидкостей (нефть, дизтопливо) т. е. рабочая зона вокруг скважины, которая укомплектовывается пожарным щитом ЩП-В с соответствующим инвентарем.

Класс Е - пожары, связанные с горением электроустановок, укомплектовывается пожарным щитом ЩП-Е с соответствующим инвентарем. Устанавливается около дизель генератора.

Таблица 15.9 - Нормативно-справочные материалы

№	Название нормативного материала		Номер, шифр ин-	Дата утвер-	Наименование
п/п			струкции, РД	ждения	утвердившей орга-
					низации
1	Правила безопасности в нефтяной и		ПБ 08-624-03	5.06.03 г.	Госгортехнадзор
	газовой промышленности				России
2	Нормы оснащения объектов предприя-			1985 г.	МПН, МГП, Госгор-
	тий нефтяной и газовой промышленно-				технадзор
	сти механизмами, приспособлениями и
	приборами, повышающими безопас-
	ность и технический уровень их без-
	опасности
3	Сборник руководящих документов госу-		ППБ 01-03	2003 г.	Главный гос-й
	дарственной противопожарной службы				инспектор РФ по по-
					жарному надзору
4	Производственная инструкция для ра-			5.04.78 г.	Гл. инженер ПО
	ботников вышкомонтажного предприя-				"Оренбурггазпром"
	тия

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность				196

№	Название нормативного материала	Номер, шифр ин-	Дата утвер-	Наименование
п/п		струкции, РД	ждения	утвердившей орга-
				низации
5	Производственная инструкция по техни-		5.04.78 г.	Гл. инженер ПО
	ке безопасности при передвижении вы-			"Оренбурггазпром"
	шек и крупных блоков бурового обору-
	дования
6	Типовые отраслевые нормы бесплатной	№ 67 Минтруда РФ	16.12.97 г.	Минтруда РФ
	выдачи рабочим и служащим спец-
	одежды
7	Естественное и искусственное	СНиП 23-05-95	2.08.95 г.	Минстрой России
	освещение
8	Административные и бытовые здания	СНиП 2.09.04-87	1987 г.	-

9	Санитарные правила	СанПиН	2000 г.	-
		2.2.1/2.11.984-00
10	Вода питьевая. Отбор проб	ГОСТ Р51593-2000	2000 г.	-

11	Организация обучения по безопасности	ГОСТ 12.0.004-90	1990 г.	-
	труда. Общие положения
12	Воздух рабочей зоны. Общие санитар-	ГОСТ 12.1.005-88	1988 г.	-
	но-гигиенические требования
13	Шум. Общие требования безопасности	ГОСТ 12.1.003-83	1983 г.	-

14	Вибрация. Общие требования безопас-	ГОСТ 12.1.012-90	1990 г.	-
	ности
15	Правила устройства электроустановок.	-	2002 г.	-
	Седьмое издание
16	Инструкция по строительному проекти-	СН 433-79	1979 г.	-
	рованию предприятий, зданий и соору-
	жений нефтяной и газовой промышлен-
	ности

15.1 Меры безопасности при обращении с соляной кислотой и другими токсичными веществами

К проведению работ по кислотной обработке допускаются лица, прошедшие медицинскую проверку, обучение технике безопасности и дополнительный инструктаж по виду работ.

При работе с кислотами должна быть оборудована площадка, для работы двух человек и иметься необходимый запас чистой пресной воды. Кислотные обработки необходимо проводить в дневное время. В качестве огнегасительных веществ применяют воду, песок, кошму, азот, пены.

На месте производства работ должны быть средства индивидуальной защиты: спецодежда из сукна или шерсти с преланом; резиновые сапоги; резиновые перчатки и прорезиненные фартуки; противогазы марки В или БКФ, защитные очки из обычного стекла.

Каждая кислота или щелочь должны храниться в исправной и герметично закрытой таре:

соляная кислота в эбонитовых бидонах емкостью 20 л и в полиэтиленовых баллонах емкостью до 50 л.;

едкий натр в металлических бочках и банках.

Запрещается:

хранение кислот и щелочей в открытой таре;

хранение кислот и щелочей без точного указания на таре наименования содержимого.

При работах с применением соляной кислоты необходимо соблюдать особые меры предосторожности. Выделяющийся из HСl (концентрации более 25 %) хлористый водород соединяется с влагой, в результате чего образуется туман, который попадает в легкие человека и вызывает отравление.

При попадании HСl на кожу необходимо смыть кислоту холодной водой в течение 10 минут и пораженное место обработать питьевой содой (1 ч.л. на стакан воды). При нейтрализации щелочи – 5- 10% раствор борной кислоты (1 ч.л. на стакан воды). При попадании HСl в глаза, обильно промыть их

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

197

водой и закапать 2%-й раствор новокаина. При попадании HСl на слизистую оболочку рта необходимо рот прополоскать чистой водой. При поражении HСl нельзя применять нейтрализующие растворы.

После окончания работы необходимо:

привести в порядок рабочее место, инструмент и приспособления;

снять и привести в порядок спецодежду;

вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ.

15.2 Взрывобезопасность и повышающие ее мероприятия

Электрооборудование буровой установки (электродвигатели, машины, аппараты, устройства) контрольно-измерительные приборы, электрические светильники, средства блокировки, сигнальные устройства и телефонные аппараты, устанавливаемые во взрывоопасных зонах должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты, отвечающий требованиям, предъявляемым « Правилами устройства электроустановок» ( ПУЭ-98). Классификация взрывоопасности помещений, пространств буровой установки и площадки строительства скважины согласно п. 1.6.2.2. « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [4], приведена в таблице 15.10.

Электрооборудование, применяемое в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом, изготавливается в климатическом исполнении УХЛ1.

Взрывобезопасность при строительстве скважин обеспечивается следующими условиями и мероприятиями:

Проектирование монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровой установки должно производиться в соответствии с установленными требованиями.

Во взрывоопасных зонах площадки строительства скважины должно быть установлено электрооборудование во взрывозащитном исполнении, соответствующее виду взрывозащиты - категории взрывоопасной зоны.

Отечественное электрооборудование должно иметь взрывозащитную маркировку.

На каждый тип взрывозащищенного электрооборудования зарубежного производства должно представляться свидетельство (сертификат) Российской испытательной организации о его соответствии действующим в РФ нормативным требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне. На применение такого оборудования должно быть разрешение Госгортехнадзора Россия.

Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушениях схем управления и защиты не допускается.

Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносными светильниками напряжением не более 12 В во взрывозащитном исполнении и оборудованными защитной сеткой от механических повреждений.

Обслуживание электроприводов буровых установок до и выше 1000 В должно осуществляться электротехническим персоналом, имеющим группу по электробезопасности не ниже IV. В процессе строительства скважин (подготовительные работы, бурение, крепление, освоение скважины) должны осуществляться следующие мероприятия, повышающие взрывобезопасность.

Средства защиты от распространения пламени (огнепреградители, пламеотсекатели, жидкостные затворы и т.п.) должны устанавливаться на дыхательных и стравливающих линиях аппаратов и резервуаров с ЛВЖ и ГЖ, а также на трубопроводах ЛВЖ и ГЖ, в которых возможно распространение пламени, в том числе работающих периодически или при незаполненном сечении трубопровода, на трубопроводах от оборудования с раскаленным катализатором, пламенным горением и другими источниками зажигания.

В данном случаи емкость ГСМ оборудуется дыхательным клапаном с огнепреградителем КДМ50М3, который является комплектующим изделием к резервуарам для хранения светлых нефтепродуктов и предназначен для герметизации газового пространства резервуара, стабилизации давления и вакуума в этом пространстве в заданных пределах при выполнении технологических операций, защиты от пламени, сокращения потерь от испарения нефтепродуктов и уменьшения загрязнения окружающей среды. Клапан выпускается в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

На линиях подачи и откачки ГСМ (дизельное топливо к ДЭС) предусмотрен клапан электромагнитный СЕНС ПР DN PN25 (1 ExdIIBT4, IP 66) для обеспечения возможности прекращения подачи топлива и локализации аварий. Данный клапан оснащен ручным дублером

Средства защиты от распространения пламени могут не устанавливаться при условии подачи в эти линии инертных газов в количествах, исключающих образование в них взрывоопасных смесей. Порядок подачи инертных газов регламентируется.

Конструкция огнепреградителей и жидкостных предохранительных затворов должна обеспечивать надежную локализацию пламени с учетом условий эксплуатации.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

198

Для огнепреградителей и жидкостных предохранительных затворов предусматриваются меры, обеспечивающие надежность их работы в условиях эксплуатации, в том числе при возможности кристаллизации, полимеризации и замерзания веществ.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

199

16 Потребность в кадрах, техника безопасности и охрана труда

Строительство эксплуатационных скважин осуществляется буровой установкой БУ 3000 ЭУК 1М с электрическим приводом.

Численный и квалификационный состав буровой бригады принят в соответствии:

∙ОК 016-94 « Общероссийский классификатор профессий рабочих, должностей служащих и тарифных разрядов»;

∙Единые нормы времени на бурение скважин (выпуск 2000 г.);

∙Единый тарифно-квалификационный справочник работ и профессий рабочих выпуск 6, раздел « Бурение скважин», утв. Постановлением Минтруда РФ от 14.11.2000 г. № 81.

Таблица 16.1 - Численно-квалификационный состав 1 вахты буровой бригады эксплуатационного бурения на нефть и газ

																													Численность


																	,4000притакжеавключительномдобу-
																			-скважиннаправленыхнаклоннорении
																																			скважингоризонтальныхбуренииПри					5000ПБУсскважинбуренииприилим
															1500мсвышескважинбуренииПрии																			50004000включительномдом			.2000мсвышеглубиной	свышеглубинойскважинбуренииПри
																																свышеглубинойскважинбуренииПри
										Разряд		1500включимдоскважиныГлубина-		тельно						1500включительномдоглубиной
										Разряд		1500включимдоскважиныГлубина-		тельно						1500включительномдоглубиной					При бурении горизонтальных
																									При бурении горизонтальных
																										скважин глубиной до 2000 м
																												включительно, наклонно -
																												включительно, наклонно -
																								направленых скважин глубиной
																									свыше 1500 м с осложненными
																										геологическими условиями, в
				Наименование																						геологическими условиями, в
				Наименование																					процессе бурения которых при-
		профессий рабо-																							процессе бурения которых при-
		профессий рабо-																				меняются технические мероприя-
								чих														меняются технические мероприя-
								чих																	тия по предотвращению погло-
																									тия по предотвращению погло-
																									щения промывочной жидкости,
																									обвалов пород, сужения ствола
																									скважины, газонефте-водопрояв						-
																									лений при условии применения
																									лений при условии применения
																							утяжеленного бурового раствора
																											плотностью 1.6 г/см3 и выше
																											плотностью 1.6 г/см3 и выше


																На буровую смену (вахту)
			Бурильщик экс-								8																									1			1
		плуатационного и									7																			1			1			1			1
		разведочного бу-									7																			1			1			1			1
		разведочного бу-									6							1												1			1
		рения скважин на									6							1												1			1
		рения скважин на
						нефть и газ					5		2					1

					Помощник бу-
					Помощник бу-						7																												1
		рильщика эксплу-									7																												1
		рильщика эксплу-
					атационного и
					атационного и						6																						1
		разведочного бу-									6																						1
		разведочного бу-
		рения скважин на
		рения скважин на									5							1												1						1
		нефть и газ (пер-
		нефть и газ (пер-
							вый)
							вый)				4		1
					Помощник бу-
					рильщика эксплу				-		6																						1							1
					атационного и
					разведочного бу-						5							1												1						1
		рения скважин на
		нефть и газ (вто-
							рой)				4		1
					Помощник бу-
					рильщика эксплу				-
					рильщика эксплу				-		5							1												1			1			1				1
					атационного и						5							1												1			1			1				1
					атационного и
					разведочного бу-
	рения скважин при
		электро-бурении.									4		1

СамараНИПИнефть																					609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

200

Всостав вахты входит 1 электромонтер по обслуживанию буровых : 4 разряда - при бурении скважин, на которых в качестве привода основных агрегатов используются асинхронные электродвигатели мощностью до 320 кВт (включительно); 5 разряда - при бурении скважин, на которых

вкачестве привода основных агрегатов используются электродвигатели постоянного тока, синхронные высоковольтные двигатели или синхронные электродвигатели мощностью свыше 320 квт до 500 кВт; 6 разряда – при бурении скважин, на которых в качестве привода основных агрегатов используются электродвигатели постоянного и переменного тока мощностью свыше 500 кВт.

Всостав вахты входит один дизелист (моторист) при бурении скважин буровыми станками на двигателе внутреннего сгорания.

Всостав бригады входят 4 слесаря по обслуживанию буровых 5 разряда, при обслуживании буровых установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ –

6 разряда.

Всостав бригады входит 1 машинист буровых установок на нефть и газ: - 5 разряда при руководстве рабочими по обслуживанию и ремонту двигателей суммарной мощностью свыше 1000 кВт.

Всостав буровой бригады входят также два мастера и два лаборанта.

Согласно данных таблицы 13.1 норматив численности состава буровой бригады для БУ 3000 ЭУК 1М составит 29 человек.

Строительство проектируемой скважины будет осуществляться буровой бригадой в составе 29 человек (явочная численность), в том числе:

∙два буровых мастера;

∙четыре бурильщика 6 разряда;

∙четыре бурильщика 5 разряда

∙восемь помощников бурильщика 5 разряда;

∙четыре электрика по обслуживанию буровой 4 разряда;

∙один машинист буровых установок 5 разряда;

∙четыре слесаря по обслуживанию буровой 5 разряда;

∙два лаборанта-коллектора 3 разряда.

Таблица 16.2 - Состав бригады вышкомонтажников


					В одну				В одну			Кол-во
	Наименование профессии		Разряд		В одну				В одну			Кол-во
	Наименование профессии		Разряд			вахту				смену			смен
						вахту				смену			смен

Прораб								1			1			1
Вышкомонтажник 6 разряда				6				2			1			2
Вышкомонтажник 5 разряда				5				2			1			2
Вышкомонтажник 4 разряда				4				2			1			2
Вышкомонтажник 3 разряда				3				2			1			1
Вышкомонтажник-сварщик 6 разряда				6				1			1			1
Вышкомонтажник-электрик 5 разряда				5				1			1			1
Вышкомонтажник-электромонтёр 5 разряда				5				1			1			1
		Итого					12				8

Таблица 16.3 - Состав бригады бурения

					В одну				В одну
												Кол-во
	Наименование профессии		Разряд									Кол-во
	Наименование профессии		Разряд			вахту				смену			смен
						вахту				смену			смен

Бурильщик				6				2			1			2
Бурильщик				5				2			1			2
Помощник бурильщика				5				6			3			2
Электромонтер				5				2			1			2
Слесарь по обслуживанию буровой				5				2			1			2
Буровой мастер								1			1			1
Лаборант								1			1			1
		Итого					16				9

Лаборант относится по группе производственных процессов относится к – 1б, бурильщик, помошник бурильщика, электромонтер, слесарь по обслуживанию буровой, буровой мастер – 2Г.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность 201

Таблица 16.4 - Состав бригады освоения


					В одну				В одну			Кол-во
	Наименование профессии		Разряд		В одну				В одну			Кол-во
	Наименование профессии		Разряд			вахту				смену			смен
						вахту				смену			смен

Бурильщик				6				2			1			2
Бурильщик				5				2			1			2
Помощник бурильщика				5				6			3			2
Электромонтер				5				2			1			2
Слесарь по обслуживанию буровой				5				2			1			2
Буровой мастер								1			1			1
Лаборант								1			1			1
		Итого					16				9

Таблица 16.5 - Состав бригады ТКРС


																			Тип установки
		№											Разряд

									Профессия
																		УПА 60/80, А-50,
	п/п												работы					УПА 60/80, А-50,
	п/п												работы									БАЗ
																						БАЗ

			1			Бурильщик капитального ремонта скважин									6											4
			2			Помощник бурильщика капитального ремонта скважин									5											8
			3			Машинист подъемника									6											4
			4			Мастер по капитальному ремонту скважин																				2
						Численность, всего																			18

Таблица 16.6 - Состав бригады ГРП

		№
		№									Профессия					Кол-во рабочих
	п/п										Профессия					Кол-во рабочих
	п/п
1.							Оператор																4
2.							Блендерщик																1
3.							Гидрационщик																1
4.							Лесковозчик																1
5.							Машинист агрегата																1
6.							Вакуумщик																1
7.							Компьютерщик																1
8.							Старший оператор																1
9.							Бригадир																1
10.							Супервайзер																1
11.							Лабарант																1
12.							Инженер																1
13.							Манифольдщик																1
14.							Мастер																1
15.							Водитель																3
							Численность, всего														20

Таблица 16.7 - Состав бригады ГНКТ

																	Тип установки
				№ п/п						Профессия		Разряд				Колтюбинговая
																				установка
					1			Мастер капитального ремонта скважин																2
					2			Бурильщик по капитальному ремонту скважин						7										4
					3			Помошник бурильщика по капитальному ремонту скважин						5										4
					4			Машинист установки						6										4
					5			Машинист промывочного агрегата						6										4
					6			Машинист передвижного компрессора						6										4
								Всего:														22

При сменной работе (2 смены по 12 часов) каждая группа работников должна производить работу в течение установленной продолжительности рабочего времени в соответствии с графиком сменности. Работа в течение 2-х смен подряд запрещается (часть 5 ст. 103 ТК РФ). При составлении графиков сменности работодатель учитывает мнение представительного органа работников. Графики

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

202

сменности, как правило, являются приложением к коллективному договору. Графики сменности доводятся до сведения работников не позднее, чем за один месяц до введения их в действие. Перерыв для приема пищи составляет 60 минут один раз в смену.

Таблица 16.8 - Режимы труда и отдыха вахтовых работников при 12-часовой смене

Продолжительность вахтовой работы

Недели

Дни недели

III

Понедельник

О (8)

Вторник

О (8)

Среда

О (8)

Четверг

О (8)

Пятница

О (8)

Суббота

Воскресенье

ВВ

Отработано, час.

144

Переработано, час.

В - выходной день; ВВ - вахтовый выходной день;

О - дни междувахтового отдыха за переработку на вахте сверх нормативного времени, цифры в скобках - часы между вахтового отдыха; О (8) – неиспользованные выходные дни, отработанные на вахте и добавленные к дням междувахтового отдыха; 12 – продолжительность смены.

Выполнение работ предусматривается вахтовым методом. Продолжительность вахты – 14 дней. Длительность рабочей смены – 12 часов.

В указанном графике предусматривается время, необходимое для доставки работников на вахту и обратно. Дни нахождения в пути к месту работы и обратно в рабочее время не включаются и могут приходиться на дни междувахтового отдыха.

Каждый день отдыха в связи с переработкой рабочего времени в пределах графика работы на вахте (день междувахтового отдыха) оплачивается в размере дневной тарифной ставки, дневной ставки (части оклада (должностного оклада) за день работы), если более высокая оплата не установлена коллективным договором, локальным нормативным актом или трудовым договором.

Часы переработки рабочего времени в пределах графика работы на вахте, не кратные целому рабочему дню, могут накапливаться в течение календарного года и суммироваться до целых рабочих дней с последующим предоставлением дополнительных дней междувахтового отдыха.

- работы ведутся круглосуточно в две смены: c 8.00 и с 20.00

Для дневной смены

∙начало работы в 8.00;

∙перерыв для отдыха и питания – 0,5 часа с 14.00 до 15.00;

∙десятиминутный на личные нужды – ориентировочно с 9.50 до 10.00, с 11.50 до 12.00, с 17.00 до

17.10, с 18.50 до 19.00;

∙окончание работы в 20.00.

для ночной смены:

∙начало работы в 20.00;

∙перерыв для отдыха и питания 0,5 часа с 01.00 до 02.00;

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

203

∙перерывы на личные нужды:

∙десятиминутный на личные нужды в период ориентировочно с 22.30 до 22.40 и два пятнадцатиминутных в период ориентировочно с 4.00 до 4.15 и с 6.00 до 6.15;

∙окончание работы в 8.00

Всвязи с тем что, работа на скважине является технологией непрерывного цикла, применяется вахтовый метод строительства. Доставка буровой бригады к месту производства работ осуществляется автомобильным транспортом.

Местная рабочая сила для бурения скважины не привлекается.

Образование новых рабочих мест не предусматривается.

Район строительства оборудуется комплексом санитарно-бытовых помещений, обеспечивающий полный цикл жизнедеятельности членов буровой бригады на период строительства скважин, включая их отдых и питание.

Для создания безопасных условий труда при строительстве скважин буровая установка оснащается механизмами, приспособлениями и устройствами в соответствии с « Нормативы санитарнобытового оснащения бригад, занятых бурением и ремонтом скважин», ПБ 08-624-03., ППБ-01-03.

Техника безопасности при бурении интервалов содержащих сероводород, предусматривает выполнение следующих требований:

∙параметры бурового раствора при вскрытии зоны поддерживать согласно геологотехнического наряда;

∙иметь средства контроля окружающей среды - газоанализатор « Анкат»;

∙иметь два обратных клапана под бурильный инструмент и три шаровых крана;

∙после спуска инструмента необходимо промывать скважину в течение одного цикла, перед подъемом инструмента и по окончании бурения - в течение двух циклов;

∙пускать инструмент с применением гидротормоза;

∙рабочие емкости должны быть оснащены мерной рейкой;

∙превенторная обвязка должна позволять закачивать буровой раствор в затрубное пространство при закрытом превенторе через манифольд;

∙оборудование приточно-вытяжной вентиляции в закрытых помещениях;

∙за 50 м до вскрытия продуктивного горизонта в компоновку включить шаровой кран.

Буровая установка должна быть укомплектована согласно п. 2.5.14 ПБ 08-624-03 « Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 2003 г.

∙ограничителем высоты подъема талевого блока;

∙ограничителем допускаемой грузоподъемности лебедки;

∙блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10-15% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;

∙станцией контроля параметров бурения;

∙приемным мостом с горизонтальным участком диной не менее 14 м, шириной - не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 м;

∙системой емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;

∙механизмами для приготовления, обработки, утяжеления, очистки дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении;

∙емкостями для запаса бурового раствора;

∙устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневматическую систему управления буровой установки;

∙успокоителем ходового конца талевого каната;

∙системами обогрева рабочих мест;

∙блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР;

∙моментомер для УМК.

В соответствии с требованием СанПиН 2.2.3.1384-03 «Гигиенические требования к организации строительного производства и строительных работ», а также со статьей 221 « Трудового кодекса Российской Федерации» на работах с вредными и опасными условиями труда, а также на работах, связанных с загрязнением, выдаются сертифицированные средства индивидуальной защиты, в

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

204

соответствии с нормами, утвержденными в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

∙Всем работникам выдаются бесплатно за счет генподрядчика специальная одежда, специальная обувь и другие средства индивидуальной защиты (СИЗ) в соответствии с нормами, утвержденными в установленном порядке.

∙Гигиенические требования к средствам индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям санитарных правил и иметь санитарно-эпидемиологическое заключение.

∙Выдаваемые работникам средства индивидуальной защиты должны соответствовать их полу, росту и размерам, характеру и условиям выполняемой работы.

∙Работники к работе в неисправной, не отремонтированной, загрязненной специальной одежде и специальной обуви, а также с неисправными СИЗ не допускаются.

∙Пред выдачей работникам таких СИЗ, как респираторы, противогазы, предохранительные пояса, каски и другие, проводится инструктаж работников по правилам пользования и простейшим способам проверки исправности этих средств. Обязательно проводить регулярные испытание и проверку исправности средств индивидуальной защиты, а также своевременную замену частей СИЗ с понизившимися защитными свойствами.

∙Для хранения выданных работникам СИЗ на буровой оборудуют специальные помещения (гардеробные).

∙На буровой организуется надлежащий уход за средствами индивидуальной защиты и их хранение, своевременно осуществляется химчистка, стирка, ремонт, специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты. В гардеробных устраиваются сушилки для специальной одежды и обуви.

∙На буровой обеспечивается выдача смывающих средств в соответствии с установленными нормами работникам, занятым на работах, связанных с загрязнением тела.

∙При умывальниках должно быть мыло и регулярно сменяемые полотенца или воздушные

осушители рук.

∙Работающие на открытой территории в холодный период года обеспечиваются комплектом средств индивидуальной защиты (СИЗ) от холода с учетом климатического региона (пояса). При этом комплект СИЗ должен иметь положительное санитарно-эпидемиологическое заключение с указанием величины его теплоизоляции.

∙Во избежание локального охлаждения работающих следует обеспечивать рукавицами, обувью, головными уборами применительно к конкретному климатическому региону (поясу). На рукавицы, обувь, головные уборы должны иметься положительные санитарно-эпидемиологические заключения

суказанием величин их теплоизоляции.

∙При разработке внутрисменного режима работы следует ориентироваться на допустимую степень охлаждения работающих, регламентируемую временем непрерывного пребывания на холоде и временем обогрева в целях нормализации теплового состояния организма.

∙В целях нормализации теплового состояния работника температура воздуха в местах обогрева поддерживается на уровне 21-25° С. Помещение следует также оборудовать устройствами, температура которых не должна быть выше 40° С (35-40° С), для обогрева кистей и стоп.

∙Продолжительность первого периода отдыха допускается ограничить 10 минутами, продолжительность каждого последующего следует увеличивать на 5 минут.

∙В целях более быстрой нормализации теплового состояния и меньшей скорости охлаждения организма в последующий период пребывания на холоде, в помещении для обогрева следует снимать верхнюю утепленную одежду.

∙Во избежание переохлаждения работникам не следует во время перерывов в работе находиться на холоде (на открытой территории) в течение более 10 минут при температуре воздуха до - 10° С и не более 5 минут при температуре воздуха ниже - 10° С.

∙Перерывы на обогрев могут сочетаться с перерывами на восстановление функционального состояния работника после выполнения физической работы. В обеденный перерыв работник обеспечивается горячим питанием. Начинать работу на холоде следует не ранее, чем через 10 минут после приема горячей пищи (чая и др.).

∙При температуре воздуха ниже -30° С не рекомендуется планировать выполнение физической работы категории выше Па. При температуре воздуха ниже -40° С следует предусматривать защиту лица и верхних дыхательных путей.

Приобретение и выдача работникам средств индивидуальной защиты, не имеющих сертификата соответствия, не допускается.

Перечень индивидуальных средств защиты представлен в таблице 16.9.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7							Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность																						205

Таблица 16.9 - Средства индивидуальной защиты

																			Потребное количество для
											ГОСТ, ОСТ, МУ,													бригады
			№								ГОСТ, ОСТ, МУ,													бригады
			№			Наименование, тип, шифр, вид								ТУ, МРТУ на				вышко-												опро-
		п/п				Наименование, тип, шифр, вид								ТУ, МРТУ на				вышко-												опро-
		п/п										изготовление					монтаж-								буровой					бова-
												изготовление					монтаж-								буровой					бова-
																				ной											ния
					Костюм для защиты от воды из синтетиче-
				1	Костюм для защиты от воды из синтетиче-										12.4-109-82						10						26					13
				1	ской ткани с пленочным покрытием										12.4-109-82						10						26					13
					ской ткани с пленочным покрытием
					Куртка из х/б ткани с огнезащитной пропит-
					кой или из огнестойкой ткани на основе по-
					лиарамидных волокон или костюм из смесо-
				2	лиарамидных волокон или костюм из смесо-											-					10						26					13
				2	вых тканей для защиты от нефти и нефте-											-					10						26					13
					вых тканей для защиты от нефти и нефте-
					продуктов (от общих производственных за-
					грязнений и механических воздействий)

				3	Костюм противоэнцефалитный											-					12						26					13

					Костюм сварщика из х/б ткани с
				4	Костюм сварщика из х/б ткани с																	2							-					-
				4	огнезащитной пропиткой																	2							-					-
					огнезащитной пропиткой
					Комбинезон для защиты от токсичных
				5	Комбинезон для защиты от токсичных											-							-				24							-
				5	веществ из нетканых материалов											-							-				24							-
					веществ из нетканых материалов

				6	Футболка											-					48					104						52


				7	Головной убор											-					12						26					13


				8	Шлем из спилка																	2							-					-

					Ботинки кожаные с жестким подноском или
				9	Ботинки кожаные с жестким подноском или								ГОСТ 5394-74								12						26					13
				9	сапоги кожаные с жестким подноском								ГОСТ 5394-74								12						26					13
					сапоги кожаные с жестким подноском

			10		Сапоги резиновые с жестким подноском																12							2				13

					Сапоги резиновые болотные с жестким
			11		Сапоги резиновые болотные с жестким											-					10						24							-
			11		подноском											-					10						24							-
					подноском

			12		Нарукавники из полимерных материалов											-							-			148						50


			13		Перчатки с полимерным покрытием											-					72					300						78

					Перчатки трикотажные с точечным
			14		Перчатки трикотажные с точечным																24								-					-
			14		покрытием																24								-					-
					покрытием

			15		Каска защитная							ОСТ 29-124-81									12						26					13

					Подшлемник под каску (с однослойным или
			16		Подшлемник под каску (с однослойным или											-					12						26					13
			16		трехслойным утеплителем)											-					12						26					13
					трехслойным утеплителем)

			17		Очки защитные открытые									НSE TNK-BP							12						26					13

					Очки защитные закрытые для защиты от
			18		Очки защитные закрытые для защиты от																	2							-					-
			18		излучений																	2							-					-
					излучений
					Полумаска или маска с			противогазовыми
			19		Полумаска или маска с			противогазовыми																				2					1
			19		фильтрами																							2					1
					фильтрами

			20		Пояс предохранительный							ОСТ 39-062-78										2							-					-


			21		Наушники противошумные					ТУ 400-28-126-76																			-			12


			22		Респиратор																	2							-					-

					Щиток лицевой электросварщика с автома-
			23		Щиток лицевой электросварщика с автома-																	2							-					-
			23		тически затемняющимся светофильтром																	2							-					-
					тически затемняющимся светофильтром

			24		На наружних работах зимой дополнительно:

					Куртка из х/б ткани с огнезащитной пропит-
					кой или из огнестойкой ткани на основе по-
					лиарамидных волокон на утепляющей про-
	24.1				лиарамидных волокон на утепляющей про-											-					10						26					13
					кладке или костюм из смесовых тканей для
					защиты от нефти и нефтепродуктов на утеп-
					ляющей прокладке
					Костюм сварщика из х/б ткани с огнезащит-
	24.2				Костюм сварщика из х/б ткани с огнезащит-																	2							-					-
	24.2				ной пропиткой на утепляющей прокладке																	2							-					-
					ной пропиткой на утепляющей прокладке

СамараНИПИнефть									609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7								Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность																				206

																	Потребное количество для
										ГОСТ, ОСТ, МУ,												бригады
				№						ГОСТ, ОСТ, МУ,												бригады
				№		Наименование, тип, шифр, вид						ТУ, МРТУ на				вышко-													опро-
			п/п			Наименование, тип, шифр, вид						ТУ, МРТУ на				вышко-													опро-
			п/п								изготовление				монтаж-								буровой						бова-
											изготовление				монтаж-								буровой						бова-
																		ной												ния

		24.3			Белье нательное утепленное									-					24						52						26


		24.4			Жилет утепленный									-					12						26						13

					Ботинки утепленные с жестким подноском
		24.5			Ботинки утепленные с жестким подноском									-					12						26						13
		24.5			или сапоги утепленные с жестким подноском									-					12						26						13
					или сапоги утепленные с жестким подноском

		24.6			Валенки						ОСТ 17-337-14								12						26						13


		24.7			Галоши на валенки						ОСТ 17-337-14								12						26						13


		24.8			Шлем из спилка утепленный															2							-						-


		24.9			Шапка-ушанка									-					10						26						13

					Перчатки с защитным покрытием, нефтемо-
	24.10				Перчатки с защитным покрытием, нефтемо-									-					72					156							78
	24.10				розостойкие									-					72					156							78
					розостойкие

	24.11				Перчатки шерстяные									-					72					156							78


	24.12				Краги спилковые									-					12								-						-


				25			При выполнении работ с кислотой дополнительно:

					Костюм из смесовых тканей с кислотозащит-
		25.1			Костюм из смесовых тканей с кислотозащит-																-					3							-
		25.1			ной пропиткой																-					3							-
					ной пропиткой
					Фартук защитный из полимерных материа-
		25.2			Фартук защитный из полимерных материа-									-							-					3							-
		25.2			лов									-							-					3							-
					лов

		25.3			Перчатки с полимерным покрытием									-							-				12								-


		25.4			Очки защитные закрытые							НSE TNK-BP									-					3							-

					Средства защиты от поражения				Количество и виды определяются в соответствие с
				26	Средства защиты от поражения				Количество и виды определяются в соответствие с
				26	электрическим током:				ПТЭ и ПТБ электрических установок потребителей
					электрическим током:				ПТЭ и ПТБ электрических установок потребителей

		26.1			Перчатка диэлектрические									-						2							-						-


		26.2			Галоши диэлектрические															2							-						-


				27	Электромонтерам дополнительно:

					Костюм для защиты от воздействия электри-
		27.1			ческой дуги из огнестойких тканей на основе								NOMEX							2							-						-
					полиарамидных волокон
					Костюм для защиты от воздействия электри-
					ческой дуги из огнестойких тканей на основе
		27.2			ческой дуги из огнестойких тканей на основе								NOMEX							2							-						-
					полиарамидных волокон на утепляющей
					прокладке
					Фильтрующий противогаз с коробкой типа БК
				28	Фильтрующий противогаз с коробкой типа БК																-				26						13
				28	или БКФ																-				26						13
					или БКФ

				29	* Изолирующие противогазы типа СИГ-1																-					3						3


				30	Медицинская аптечка															2						2						2

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

207

Таблица 16.10 – Основные требования по технике безопасности

№ п/п

Основные требования и мероприятия

(с ссылкой на действующие документы)

1.Для создания безопасных условий труда при строительстве скважин необходимо оснастить БУ техническими средствами (устройствами и приспособлениями), позволяющими устранить опасные и трудоемкие производственные факторы, а также обеспечить рабочий и инженер- но-технический персонал необходимой нормативно-технической документацией по безопасности труда.

2.БУ оснащается механизмами, приспособлениями и устройствами в соответствии с « Нормативами оснащения объектов предприятий нефтяной и газовой промышленности механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации», утвержденными Госгортехнадзором СССР, Миннефтепромом, Мин Газпромом; « Едиными нормами техники безопасности на разработку основных видов нефтегазодобывающего оборудования» - РД 39-22-617-81 и « Правилами пожарной безопасности в РФ», ППБ-01-03, ГУГПС МЧС РФ, М, 2003 г

При бурении зон, содержащих сероводород, необходимо выполнять следующие мероприятия:

-параметры бурового раствора при вскрытии зоны поддерживать согласно геологотехнического наряда;

-иметь средства контроля окружающей среды прибор Анкат и комплект противогазов с коробкой КД;

-на буровой необходимо иметь три шаровых крана (при наличии Н2S). Кроме шаровых кранов иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй - резервным (п. 2.7.6.12 ПБ НГП, 2003 г);

- после спуска инструмента необходимо промывать скважину в течение одного цикла, перед подъемом инструмента и по окончании бурения - в течение двух циклов;

- спускать инструмент с глубины 300 м нужно с включенным гидротормозом;

- буровая установка должна быть оборудована системой приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;

- рабочие емкости должны быть оснащены мерной рейкой;

- превенторная обвязка должна позволять закачивать буровой раствор в затрубное пространство при закрытом превенторе через манифольд.

4. Для обеспечения условий труда при строительстве скважины и выполнения требований по промсанитарии и гигиене труда рабочие и инженерно-технический персонал обеспечиваются:

- санитарно-бытовыми помещениями;

- средствами индивидуальной защиты;

- средствами защиты от шума и вибрации;

- средствами контроля воздушной среды.

5. Средства индивидуальной защиты включают: спецодежду, спец обувь, средства защиты органов дыхания, органов слуха, рук, лица, головы. Выдача средств индивидуальной защиты регламентирована "Отраслевыми нормами выдачи спецодежды, спец. обуви и других средств защиты". Согласно указанному документу весь рабочий персонал должен быть обеспечен индивидуальными средствами защиты

6. Рабочие и инженерно-технический персонал проходят обязательный медицинский осмотр при поступлении на работу и периодические медосмотры в установленном порядке.

7. Для ограничения действующих уровней шума и вибрации БУ оснащается коллективными средствами снижения шума и вибрации в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.003-83 и

ГОСТ 12.1.012-78.

8. Для создания необходимого и достаточного уровня освещенности на рабочих местах, и безопасных условий труда необходимо руководствоваться « Отраслевыми нормами проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности», а также соблюдать требования СНиП 23-05-95 « Естественное и искусственное освещение».

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

208

Основные требования и мероприятия

№ п/п

(с ссылкой на действующие документы)

При устройстве общего освещения для пультов управления источники света необходимо

располагать таким образом, чтобы блики от защитных стекол измерительных приборов не

попадали в глаза оператора. Светильники производственных помещений необходимо чи-

стить не реже двух раз в год.

10.

В соответствии со СНиП 2-82 « Временные здания и помещения промышленных предприя-

тий» и РД 39-22-719-82 « Нормативы санитарно-бытового оснащения бригад, занятых буре-

нием и ремонтом скважин», строящаяся БУ должна быть обеспечена всем необходимым.

11.

Буровая установка согласно РД 34.21.122-87 должна быть оснащена молниезащитой зоны Б

категория II.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

209

17 Мероприятия по предотвращению аварий и осложнений при строительстве скважин

17.1 Мероприятия по повышению качества вскрытия продуктивных пластов

Показатели плотности бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта определены в соответствии с п. 2.7.3.3 ПБ НГП, 2003г, фильтрация бурового раствора должна быть минимальной. Проходка продуктивной толщи осуществляется минимальным количеством долблений, для чего используются износостойкие лицензионные долота и рекомендуются импортные.

Основными мероприятиями по качеству вскрытия продуктивного пласта являются:

1Параметры бурового раствора поддерживать в строгом соответствии с требованиями ГТН и настоящей проектной документацией.

2Запрещается превышение противодавления на продуктивные пласты свыше регламентного значения.

3Спуск бурильного инструмента в интервалах продуктивных пластов производить с пониженной скоростью и промежуточными промывками.

4Не допускать остановок процесса бурения при вскрытии продуктивных пластов.

5Снижение количества спуско-подъемных операций за счет применения высокостойких долот, что уменьшает величину циклических гидродинамических нагрузок на ствол скважины и, тем самым уменьшает глубину проникновения в пласт фильтрата бурового раствора

При выборе способов бурения и типоразмеров долот, параметров бурового раствора, выборе скоростей спуска обсадных колонн, при расчете режимов промывки через обсадные трубы, выборе материалов и режимов цементирования эксплуатационной колонны учтены требования по повышению качества вскрытия продуктивных пластов.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

210

17.2 Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений

Нефтегазоводопроявления в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия ПВО и дальнейшего глушения; в скважинах имеющих забой до 2000 м опасность обусловлена быстрым развитием процесса и трудностями раннего обнаружения проявлений.

Вцелях предупреждения нефтегазоводопроявлений предусмотреть следующие мероприятия:

1На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, утвержденный главным инженером бурового предприятия.

2С членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж по первоочередным действиям членов бригады при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии с росписью в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

3При бурении производить постоянный контроль за количеством закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, за уровнем бурового раствора в приемных емкостях, за изменением давления на насосах и на стояке в буровой при прочих равных условиях бурения, кроме того, необходимо учитывать технологические факторы процесса бурения – резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения, увеличение вращательного момента на роторе. Циркуляционная система должна быть укомплектована механизмами и сигнализацией в соответствии с РД 08-272-99. При наличии в буровом растворе повышенного содержания попутного газа необходимо к

очистной системе подключить дегазатор. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом поднятых труб более 0,5 м3 подъем прекратить и принять меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при нефтегазоводопроявлениях.

4Производить замер плотности бурового раствора не реже одного раза в час, остальные параметры замерять 3-4 раза в смену с записью в журнале по глинистым растворам.

5Следить за уровнем столба бурового раствора в скважине при технологических остановках и длительных простоях.

6Не допускать снижения гидростатического давления на пласт за счет снижения плотности бурового раствора относительно проектной.

7Не допускать поступления в циркулирующий буровой раствор жидкости имеющей меньшую плотность.

8Не допускать снижения уровня бурового раствора в скважине (в результате поглощения бурового раствора или недолива скважины при подъеме бурильной колонны).

9Не допускать депрессии на напорные пласты, возникающей при подъеме бурильного инструмента, усиливающейся за счет эффекта поршневания.

10Стабилизировать буровой раствор, поддержание его свойства в соответствии с проектными значениями. Условная вязкость и СНС бурового раствора при вскрытии напорных пластов должны иметь минимально допустимые проектной документацией значения, что бы обеспечить его полную дегазацию. Буровой раствор должен обладать максимально возможными в этом случае кольматирующими свойствами и низкой фильтрацией, обеспечивающими формирование тонкой, плотной фильтрационной корки на стенках скважины.

11Обеспечить надежную работу противовыбросового оборудования и бесперебойную работу системы очистки бурового раствора.

12При бурении скважин перед вскрытием газонефтеводоносных пластов (за 50 -100 м) на буровой необходимо иметь постоянный бурового раствора в количестве, равному двум объемам скважины. Контролировать качество бурового раствора, раствор периодически освежать.

13Обеспечить механизацию процесса приготовления, утяжеления и обработки раствора.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

211

14 Буровую укомплектовать приборами, необходимыми для определения параметров бурового раствора, в т.ч. контроля за содержанием газовой фазы (прибор ПГ-1У).

15При подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия контролировать качество промывочной жидкости – по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин., по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистрировать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут.

16На каждой из бурящихся скважин, готовящихся к вскрытию газовых пластов рекомендуется устанавливать газокаротажные станции.

Признаки начала нефтегазопроявлений следующие:

∙Повышение газосодержания в промывочной жидкости, выход на поверхность части (пачки) бурового раствора, насыщенного газом, нефтью или пластовой водой во время промывки.

∙Выделение газа из скважины, сопровождающееся « кипением» бурового раствора.

∙Перелив бурового раствора из скважины при прекращении циркуляции.

∙Увеличение уровня раствора в приемных емкостях.

∙Появление газа в циркулирующем через скважину буровом растворе по показаниям газокаротажной станции.

∙Несоответствие объема закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения.

∙Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора.

∙Снижение плотности бурового раствора.

∙Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения.

∙Увеличение вращающего момента на роторе.

∙Падение давления на насосах при прочих равных условиях их работы

∙Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках и простоях.

Первоочередные действия вахты при НГВП

Первоочередные действия вахты при возникновении открытого фонтана

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонта-

на:

1Оповестить инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия о возникновении открытого фонтана.

2Принять меры по предотвращению возгорания фонтанирующей струи и взрыва газа в местах его скопления, для чего устранить возможные источники огня:

∙заглушить двигатели внутреннего сгорания;

∙отключить силовые и осветительные линии электропитания;

∙потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи аварийной скважины;

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

212

3Перекрыть движение в опасной зоне, на прилегающих к ней проездных дорогах и территории, установить предупреждающие знаки и, если необходимо, посты охраны.

4Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы;

5При возможном перемещении опасной зоны к другим предприятиям или населенным пунктам принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

После спуска и цементирования промежуточной колонны перед дальнейшим углублением скважины необходимо выполнить следующие мероприятия:

∙обвязать устье скважины противовыбросовым оборудованием, опрессовать его совместно с обсадной колонной;

бязаностей среди членов вахты в случае НГВП;

∙составить и утвердить план работ по вскрытию нефтегазонапорных пластов при возможном поглощении бурового раствора. Назначить ответственных лиц из числа ИТР за безаварийность при бурении в данном интервале. Ознакомить с планом всех ответственных лиц с регистрацией в журнале инструктажей;

∙провести учебную тревогу по действию буровой бригады в случае НГВП;

∙провести ревизию бурового оборудования (насосной группы, гидромешалки, системы очистки бурового раствора – вибросита, гидроциклона); особое внимание обратить на исправность и работоспособность противовыбросового оборудования. Проверить работу контрольно-измерительных приборов (ГИВ-6; моментомер, манометров, а также приборов контроля параметров бурового раствора), при необходимости их заменить;

∙на буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность фиксации предельно допустимой разницы между объемами доливаемого раствора и металла поднятых труб;

∙на буровой иметь два шаровых крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником за 50 м до вскрытия напорного пласта, второй является запасным. Кроме шаровых кранов на буровой следует иметь два обратных клапана, один является рабочим, второй – резервный;

∙укомплектовать буровую пожарным инвентарем;

∙приемные емкости заполнить буровым раствором с параметрами согласно проектной документации;

∙при подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия контролировать качество промывочной жидкости – по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин, по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистри-

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

213

ровать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут.;

∙при частичном поглощении бурового раствора в процессе бурения со вскрытыми нефтенапорными пластами и отсутствии проявлений бурильную колонну поднять в башмак последней обсадной колонны с доливом, загерметизировать устье скважины и приступить к обработке бурового раствора с вводом в него наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка, сломель, опилки и др.). Оптимальное суммарное количество вводимых в буровой раствор наполнителей изменяется от 0,5 до 3 % по весу на объем;

∙после обработки раствора и ввода наполнителя проверить наличие проявления из скважины;

Таблица 17.1 – Объем раствора для долива при подъеме свечей

Диаметр трубы, мм	Объем раствора при подъеме свечей, м3
Диаметр трубы, мм	одной	пяти	десяти
	одной	пяти	десяти
127	0,085	0,425	0,850
178	0,463	2,314	4,628
165	0,435	2,177	4,354
121	0,207	1,035	2,069
89	0,058	0,292	0,585

∙если при подъеме бурильной колонны возникло предположение о наличии "сальника" на бурильных трубах, необходимо принять меры к его разрушению (провести промывку с вращением и расхаживанием инструмента);

∙запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневания скважины.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

214

17.3 Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора

Одним из основных видов осложнений при бурении скважин Киняминского месторождения является поглощение бурового раствора.

Поглощения приурочены к отложениям татарского, казанского, уфимского, ярусов, верхнему карбону и серпуховскому ярусу. Интервалы поглощений сложены карбонатными горными породами: известняками и доломитами являющимися коллекторами порового и трещиновато-кавернозного типов.

Опыт бурения в указанных отложениях свидетельствует о том, что карбонатные породы в зонах поглощений слабо сцементированы и состоят, вероятно, из разрушенного обломочного материала, склонного к осыпанию. Поэтому бурение в зонах поглощения, как правило, сопровождается образованием каверн. По мере образования каверн ухудшаются условия выноса шлама. В итоге возникают шламонакопления на забое скважины.

∙Прогнозирования зон поглощения.

∙Выполнения комплекса исследований зон поглощения.

∙Применение комплекса профилактических мероприятий (КПМ) по их предупреждению.

∙Использования забойных кольмататоров.

∙Намыва инертных наполнителей.

∙Использования технологии изоляции зон катастрофического поглощения специальными тампонажными смесями.

∙Применения специальных перекрывающих устройств.

Комплекс профилактических мероприятий по предупреждению поглощения бурового раствора:

В состав комплекса входят следующие мероприятия:

∙регулирование физико-химических свойств бурового раствора и повышение его кольматирующей способности;

∙выбор способа бурения и компоновок бурильного инструмента;

∙ограничение скоростей спуска бурильного инструмента и механического бурения;

∙регулирование давления в скважине при восстановлении циркуляции и промежуточные промывки при спуске бурильного инструмента

Комплекс профилактических мероприятий направлен на поддержание гидродинамических давлений в стволе скважины в режиме, близком к режиму минимальной репрессии в системе "скважина-пласт" в процессе бурения и выполнения различных технологических операций, а также на повышение кольматирующей способности бурового раствора.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность				215
Таблица 17.2 –	Характеристика зон поглощения

Характеристика зоны		Категория зон поглощения, раскрытие поглощающих каналов
поглощения		I категория	II категория	III категория
		мелкотрещиноватая и	среднетрещиноватая	крупнотрещиноватая и
		пористая среда; раскры-	среда; раскрытие	кавернозная среда; рас-
		тие до 5 мм	до 5-100 мм	крытие > 100 мм
Особенности вскрытия и		Циркуляция неполная,	Нарушена циркуляция	Внезапное полное пре-
процесса разбуривания		неустойчивая. Зачастую	бурового раствора. Воз-	кращение циркуляции
проницаемых пластов		отсутствует совсем, пе-	можны кратковременные	бурового раствора, при-
		риодически восстанав-	восстановления цирку-	хваты и затяжки буриль-
		ливаясь. Затяжки бу-	ляции с частичным вы-	ного инструмента
		рильного инструмента	ходом бурового раство-
		отсутствуют	ра
Механическая скорость		Увеличение в 3-4 раза	Резкое увеличение	« Провалы»
бурения		Увеличение в 3-4 раза	Резкое увеличение	« Провалы»
бурения
Наличие и величина
« провалов» бурильного		До 0,3	От 0,3 до 0,5	От 0,5 до 5-7
инструмента
Превышение динамиче-
ского уровня над стати-
ческим, м (при произво-		> 50	10-50	< 10
дительности бурового
насоса 15-20 л/с)
Интенсивность погло-
щения, м3/ч (при Р=0,1		До 30	30-120	120 и более
МПа)
Наличие каверн, увели-
чение диаметра ствола		-	+	+
скважины

Мероприятия по контролю и регулированию параметров бурового раствора

Решающее значение при ликвидации поглощений имеет плотность бурового раствора. При вскрытии зон поглощений необходимо ориентироваться на минимально-допустимую плотность бурового раствора.

1За 100 м до вскрытия зоны поглощения на скважине провести подготовительные мероприятия, отрегулировать физико-химические свойства бурового раствора с учетом ниже приведенных рекомендаций.

2С целью обеспечения минимума гидравлических потерь в затрубном пространстве и достаточной несущей способности бурового раствора установить следующие значения структурномеханических свойств:

∙	СНС через 1 мин	- (17-24)х10-7 МПа;
∙	через 10 мин	- (21 -58)х 10-7 МПа;
∙		условная вязкость	- 35-40 с.

∙структурная вязкость в диапазоне - (3,7-6,3)х10-3 Па-С;

∙динамическое напряжение сдвига - (1,5-8,3)х10-7 МПа.

3Плотность бурового раствора поддерживать в соответствие с данными табл. 5.2 проектной документации. Плотность рассчитана с учетом горно-геологических особенностей и из условия бурения скважины в режиме минимально допустимой репрессии при выполнении различных технологических операций (бурение, промывка, СПО и др.).

4С учетом обеспечения долива (в объеме поднятых бурильных труб) скважины во время подъема инструмента устанавливается величина репрессии на зону поглощения по интервалам: 0-1200 м -

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

216

10%; более 1200 м - 5 % от величины пластового давления вышележащих нефтеводонапорньх пластов согласно ПБ 08-624-03 п. 2.7.3.3.

5Показатель фильтрации бурового раствора при бурении в зонах поглощения выбирается с учетом геологических условий и должен быть не более 8-12 см3/ 30 мин.

Мероприятия по регулированию гидродинамического давления в скважине

врежиме минимальной репрессии.

1При наличии возможных зон поглощений бурового раствора средняя скорость спуска бурильного инструмента следующая по интервалам:

∙0 - 1000 м – 2 м/с;

∙1000 – 1500 м – 1,5 м/с;

∙1500 – 2000 м – 1 м/с;

2Параметры бурового раствора должны поддерживаться в соответствие с проектной документацией на бурение скважины.

3Расход бурового раствора следует поддерживать на минимально допустимом уровне. Он должен быть для скважин диаметром:

295,3 мм - 18-20 л/с; 220,7 мм - 8-10 л/с.

4Бурение должно осуществляться роторным способом долотами с центральной промывкой или гидромониторными без насадок.

5При частичном поглощении интенсивностью до 10-15 м3/ч рекомендуется производить в процессе спуска бурильной компоновки промежуточные промывки в течение 5-10 мин. Первую промывку провести в башмаке последней обсадной колонны, последующие через 500 м, последнюю за 300-500 м от кровли зоны поглощения.

6При поглощении более 15 м3/ч в процессе спуска бурильной компоновки рекомендуется для разрушения структуры бурового раствора вращать колонну ротором в течение 5-7 мин на перечисленных выше глубинах.

7Восстановление циркуляции осуществлять одним насосом при постепенном перемещении бурильного инструмента вверх. Перед пуском бурового насоса бурильный инструмент вращать ротором в течение 3-5 мин с целью разрушения структуры бурового раствора.

8Перемещение бурильного инструмента вниз с работающим насосом (например, после наращивания) производится со скоростью 0,1 м/с с целью недопущения высоких значений "мгновенного" расхода бурового раствора в кольцевом пространстве ("мгновенный" расход - количество раствора, подаваемого буровым насосом и вытесняемого бурильным инструментом при спуске в единицу времени).

Мероприятия по повышению кольматирующей способности бурового раствора

∙кордное волокно – 10 тонн;

∙бентонитовый глинопорошок – 30 тонн;

∙сода кальцинированная – 3 тонны;

∙КССБ (сухая) – 3 тонны;

∙сода каустическая – 0,5 тонны;

∙графит – 2,5 тонны;

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

217

∙КМЦ-500 (600) – 0.5 тонн

Соотношения между компонентами и фракционный состав установить исходя из интенсивности поглощения.

При интенсивности поглощении раствора более 50 % увеличить содержание в растворе крупного наполнителя.

Оптимальное суммарное количество вводимых в буровой раствор наполнителей изменяется от 0,5 до 5 % по весу на объем в зависимости от типа наполнителей и интенсивности поглощения. Максимальное количество наполнителей должно ограничиваться нормальной работой буровых насосов.

На время бурения с наполнителем систему очистки буровых растворов отключают от системы цирку-

ляции.

Бурение с наполнителем с одной стороны повышает кольматирующую способность бурового раствора, с другой - бурение без очистки приводит к быстрому нарастанию плотности последнего. Компромиссные решения устанавливаются из опыта бурения на каждой конкретной скважине.

Если по прогнозным данным ожидается частичное поглощение, то целесообразно бурение с вводом наполнителя.

∙бурение под перекрыватель;

∙расширение в интервале установки перекрывателя.

Выбор способов ликвидации поглощений бурового раствора

При выборе способов ликвидации поглощений необходимо руководствоваться следующими критери-

ями:

∙обеспечение качественного цементирования скважины за счет надежной изоляции зон поглощения;

∙обеспечение минимальных затрат времени и средств на углубление ствола скважины в зоне осложнений.

∙Выбор способов ликвидации поглощений осуществляют с учетом категории зоны поглощения, устанавливаемой в ходе конкретных исследований, а также данных прогнозирования и наблюдений буровой бригады.

Зона поглощения I категории

Работы ведутся по одной из следующих схем:

Зона поглощения II категории

Схема 3. Намыв наполнителей в зону поглощения.

Схема 4. Закачка в зону поглощения специальных тампонажных смесей, до 3-х заливок.*

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

218

Зона поглощения III категории

Схема 1. Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществлять с использованием КПМ. Схема 2. Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на основе бурового

раствора и наполнителей в объеме двух гидромешалок. Схема 3. Намыв наполнителей в зону поглощения.

Схема 4. Закачка в зону поглощения специальных тампонажных смесей, до 3-х заливок.* Схема 5. Бурение в зоне поглощения с "плавающим" столбом бурового раствора для последую-

щего перекрытия поглощающего интервала "хвостовиком" или обсадной колонной. Схема 6. Перекрытие поглощающего интервала профильным перекрывателем

ОЛКС-216-Р.

* Дальнейшие работы ведутся по специально разработанному плану согласованному с Заказчиком и проектной организацией.

Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса

1 Серийно выпускаемое и поставляемое в комплекте с буровой установкой оборудование для приготовления и очистки бурового раствора.

1 Насосно-бустерная установка.

1Основные материалы, применяемые в качестве наполнителей:

∙кордное волокно (ТУ 39-190-75);

∙резиновая крошка (ТУ 39-04-009-77);

∙целлофановая стружка;

∙сломель;

∙древесные опилки.

1 Профильный перекрыватель ОЛКС-216-С.

1 При необходимости установки цементных мостов для ликвидации зоны поглощения предусмотреть технологический комплект ЛБТ.

Затраты по предупреждению поглощения бурового раствора предусматриваются в главе 12 сводного сметного расчета проектной документации в пределах 5% резерва средств на непредвиденные работы с учетом ВСН 39-86. Оплата выполненных работ по ликвидации поглощений производится по исполнительному сметному расчету, исходя из производительного времени затраченного на его ликвидацию, количества фактически израсходованных материалов и продолжительности работы техники согласно п. 50 « Инструкции о финансировании строительства скважин на нефть и газ».

Работы по изоляции зон поглощений выполнять в соответствие с требованием:

∙Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. М. 2003.

∙Инструкции по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин. РД 39-2-684-82. Краснодар. ВНИИКРнефть. 1982.

∙Инструкцией по ликвидации катастрофических поглощений бурового раствора смесями с высокой концентрацией наполнителей на месторождениях Куйбышевской области СТП 39-04-014-86.

∙Регламент по ликвидации поглощений бурового раствора на площадях АО « Самаранефтегаз» (2- я редакция), 1994г.

17.4 Предупреждение обвалов пород

Меры по предупреждению, в основном, сводятся к регулированию свойств бурового раствора, приведение его в соответствие с проектной документацией и креплению неустойчивых пород цементными заливками, а также обсадными колоннами.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

219

Вслучае если нарушения в технологии строительства скважины привели к осыпям и обвалам неустойчивых пород, то наряду с вышеперечисленными мероприятиями (табл. 8.13) провести укрепляющие цементные заливки осложненных интервалов. Количество заливок - до 3-х заливок. В случае отсутствия положительного результата дальнейшие работы ведутся по дополнительному плану, согласованному с проектной организацией и Заказчиком.

17.5 Мероприятия по предупреждению прихватов при прохождении прихватоопасных зон

1.Исключить непроизводительные затраты времени при строительстве скважин (аварии, простои).

3.Параметры бурового раствора поддерживать в соответствии с проектными значениями. Соблюдать рецептуры приготовления раствора.

6.Обеспечить устойчивую работу буровых насосов, режим промывки.

7.Обеспечить устойчивую работу системы очистки бурового раствора.

8.В процессе бурения следить за выносом шлама при прекращении или уменьшении выноса шлама остановить бурение и промыть скважину в течение не менее 2 циклов с одновременным расхажива нием инструмента.

9.При спуске инструмента перед прихватоопасной зоной проверяют роторную цепь, лебедку, насосы, воздухопроводы.

10.Запрещается оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильно пористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов. Не оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола более чем на 10 мин.

11.В компоновку низа бурильной колонны рекомендуется включать элементы, обеспечивающие наименьшую площадь контакта со стенками скважины. Такими являются противоприхватные опоры. Противоприхватные опоры (тип Д по ГОСТ 6365-74) рекомендуется размещать на участках бурильной колонны, находящихся в прихватоопасной зоне - напротив проницаемых пород. В качестве противоприхватных опор используют стабилизаторы и центраторы, диаметр которых на 5-10 мм меньше диаметра долота.

12.При возникновении прихватоопасности в компоновку бурильной колонны следует включать ясс.

13.При СПО не допускать "посадок" бурильного инструмента более 5 тс, "затяжек" более 10 тс. Интервалы "посадок" и "затяжек" проработать.

14.Вести журнал наработки комплекта бурильных труб. Своевременно выполнять ревизию забойных двигателей, бурильного инструмента.

15.Элементы низа бурильной колонны не должны иметь сварочных поясов и острых кромок, приводящих к разрушению фильтрационной корки на стенках скважины.

16.После окончания каждого долбления промыть ствол скважины в течение 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента на максимальную длину.

17.При бурении обеспечить расход промывочной жидкости, позволяющий формироваться турбулентному режиму потока в затрубном пространстве.

18.Бурильную колонну необходимо опрессовать в сроки, установленные проектной документацией или руководством бурового предприятия.

19.В случае необходимости (при согласовании с технологической службой бурового подрядчика) допускается до полной отработки долота производить профилактический подъем-спуск бурильного инструмента;

20.С целью предупреждения желобообразования в скважине при изменении направления ее оси необходимо применять резиновые кольца для бурильных труб, ГОСТ 6365-74. Наружный диаметр резинового кольца, одетого на трубу, существенно больше бурильного замка. При сработке резиновых колец до диаметра замка их меняют на новые.

21.Исключить падение в скважину с устья посторонних предметов.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная безопасность

220

Примечание - прихватообразными зонами являются интервалы где залегают высокопроницаемые породы (пласты с низкими пластовыми давлениями, интервалы зон поглощения), зоны склонные к обвалам. где в процессе бурения может образоваться толстая глинистая корка и увеличивается возможность прилипания бурильной колонны (особенно УБТ) к стенке скважины. В данной проектной документации такими зонами являются интервалы склонные к обвалам и поглощениям. Эти интервалы приведены в разделе 2.5.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных реше-

ний и строительстве скважины

221

18 Список нормативно-справочных и инструктивнометодических материалов, используемых при принятии проектных решений и строительстве скважины

Таблица 18.1 -

№		Название документа, год издания
п/п
1	Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утвержденияпроектно-сметной доку-
	ментации на строительство скважин на нефть и газ. ВСН 39-86. Москва, 1987г. ВСН

2	Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. РД 39-0148052-537-87. Москва,
	1987г.

3	Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ-08-624-03. Москва, 2003г.
4	Сборник сметных норм и расценок на строительные работы. Сборник 49. Скважины на нефть и
	газ. Том 1.	Сметные нормы. Госстрой СССР, Москва, 1991г.

5	Сборник сметных норм и расценок на строительные работы. Сборник 49. Скважины на нефть и
	газ. Том 2.	Расценки. Госстрой СССР. Москва, 1991г.

6Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. Москва, « Недра». 1987 г. ППБО-85

7Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. Москва, 30.06.03г. ППБ-01-03

Производственно-отраслевые сметные нормы на геофизические услуги в скважинах на нефть и газ. МТиЭ РФ, РАО « Газпром», МПР РФ. Москва, 2000г.

Межотраслевые нормы времени на испытание разведочных и эксплуатационных скважин. Москва, ВНИИОЭНГ, 2000г. МНВИ

Нормы расхода материалов, электроэнергии и водопотребления для проектирования строительства скважин. Тюмень-Нефтеюганск, 1997г. ПОСН

Регламент проведения геофизических исследований бурящихся скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». Тюмень-Нефтеюганск, 1998г. ТР

Выбор типоразмера перфоратора и плотности перфорации в зависимости от геолого-

12промысловой характеристики объектов разработки месторождений Тюменской области. СТО

51.00.017-84. Тюмень, 1984г. СТО Технологические регламенты на проектирование и строительство скважин на месторождениях

13ОАО « Юганскнефтегаз» ( Бурение наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважин.

РД 39-01480070-001/007-2000). Тюмень, 2000г. ТР Технико - технологический регламент « Бурение наклонно-направленных, пологих и горизонталь-

14ных скважин» № П1-01 ТР-001 ЮЛ099. ООО « РН - Юганскнефтегаз», ОАО « ТомскНИПИнефть ВНК». 2008 г. РД

Технико-технологический регламент на буровые растворы для бурения скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». Краснодар, 2003г.

Межотраслевые нормы времени на капитальный ремонт скважин. Москва, ВНИИОЭНГ, 1992г. МНВК

17Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39-2-645-81. РД Технико-технологический регламент на проектирование и строительство скважин на месторожде-

18ниях ОАО « Юганскнефтегаз» ( Углубление скважин. РД 39-0148070-002/07-2001 ). Тюмень, 2001г. ТР

19Инструкция по расчёту бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин, Москва, 1997г. РД

Номенклатурный каталог на освоенные и серийно выпускаемые шарошечные долота и бурильные головки. ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. Москва, 1991г. РД

21Инструкция по подготовке обсадных труб к спуску в скважину. . РД 39-2-132-78. Куйбышев, 1980г.

22Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва, 1997г. РД

23Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. Москва, 1999г. РД

Технико-технологический регламент на крепление скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». Краснодар, 2003г. ТР

Технологический регламент « Оснастка обсадных колонн и технология крепления водозаборных скважин», РД 39Р-48738956-2000. Нефтеюганск, 2000г. ТР

Производство буровых работ и охрана природной среды при эксплуатационном и разведочном

26бурении на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». РД 39-0148070-003/1-98. ТюменьНефтеюганск, 1998г. РД

27Отраслевая методика по разработке норм и нормативов водопотребления и водоотведения по

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

ний и строительстве скважины

222

нефтяной промышленности (бурение скважин и добыча нефти). РД 39-1-624-81. Уфа, 1981г. РД

Методические указания по определению объёмов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин, РД 39-3-819-91 РД

Информационный материал по расчёту индивидуальных норм водопотребления на производ- ственно-эксплуатационные нужды при бурении скважин. Москва, 1995г. РД

Методика расчёта норм водопотребления и водоотведения при проектировании и строительстве скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 2003г. РД

Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше на месторождениях

31углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородосодержащих. РД 51-1-96, Москва, 1996г. РД Инструкция по рекультивации шламовых амбаров и участков, загрязнённых нефтью и нефтепро-

32дуктами при строительстве скважин с помощью бакпрепарата « Путидойл». Тюмень, СибНИИНП, 1992г. РД

Регламент на организацию работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров при строительстве скважин в системе Главтюменнефтегаза. Тюмень, 1990г. РД

Методические указания по сбору, анализу физико-химического состава и загрязняющих свойств,

34производственно-технологических отходов, образующихся при строительстве скважин на нефть и газ. РД 39-0147001-741-92. Москва, 1992г. РД

Технологический регламент по вторичному вскрытию продуктивных пластов и освоению скважин на месторождениях ОАО Юганскнефтегаз . РД 39-0148070-003/01-98.__

Инструкция по расчёту колонн насосно-компрессорных труб. ВНИИТнефть, 1990г. РД

39.0147014.0002.89.

Укрупнённые нормы времени на испытание скважин с помощью ЭЦН, СГН. Нефтеюганск, 1996г. УНВ

Оборудование и инструмент для освоения, ремонта нефтяных и газовых скважин. Каталог ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1984г. ТР

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. РД 153-39.0-072-01. Москва, 2001г. РД

Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте. Госгортехнадзор России. РД 08 - 435 - 02. Москва, 2002г. РД

Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. Москва, 1999г. РД

Методические указания по расчёту выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в котлах производительностью до 30 т/час. С-Петербург, 1991г. РД

Методические указания по расчёту выбросов загрязняющих веществ в атмосферу с дымовыми газами отопительных и отопительно производственных котельных. Москва, 1991г. РД

Временные рекомендации по расчёту выбросов от стационарных дизельных установок. Ленинград, 1988г. РД

Методика проведения инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для автотранспортных предприятий (расчётным методом ). Москва, 1991г. РД

Методика расчёта выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу при сварочных работах на основе удельных показателей. С-Петербург, 1997г. РД

Методика оценки современного состояния и прогнозирования поступления вредных веществ в

47воздушный бассейн от предприятий Миннефтепрома на перспективу до 2015г. РД 39-147098-001- 88, М, 1988г. РД

Методика по определению выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР. Астрахань, 1988г. РД

Методика расчёта концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе предприятий. ОНД – 86, Ленинград, 1987г. РД

Инструктивно-методические указания по взиманию платы за загрязнение окружающей природной

50среды. Москва, 1993г. Утв. министром охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ

06.01.1993г. РД

Закон Ханты-Мансийского автономного округа « Об охране окружающей природной среды и экологической защите населения автономного округа», Ханты-Мансийск, 1998г. ОЗ

52Закон РФ « Об охране окружающей среды». М., 03.03.92. ФЗ

53Закон Российской Федерации « О недрах». М., 04.05.92. ФЗ

54Закон РСФСР « Об охране атмосферного воздуха». Москва, 1990г. ФЗ

Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. ГОСТ 17.2.3.02-78 ГОСТ

56 Санитарная охрана атмосферного воздуха населённых мест. СанПиН № 4969, М., 1989г. СПН

Сборник методик по расчёту выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производителями. Л.: Гидрометиздат, 1987г.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

ний и строительстве скважины

223

Временный классификатор токсичных промышленных отходов и методические рекомендации по определению класса токсичности промышленных отходов. М. Минздрав СССР, ГКТН СССР, 1987г

Правила охраны поверхностных вод /Типовые положения/. (Утверждены Госкомприродой СССР

21.02.91, введены с 1.03.91г.). РД

60 Правила охраны атмосферного воздуха. М. Госкомприрода СССР, Ока, 1990г. РД

Положение по контролю за выбросами загрязняющих веществ в атмосферу на объектах предприятий Миннефтегазпрома СССР. Уфа: Вост-НИИТБ, 1990г. РД 39-0147098-017-90. РД

Типовое положение о службе радиационной безопасности предприятий топливно-энергетического комплекса РФ (ТЭС, нефтепромыслы). М. Министерство топлива и энергетики РФ, 1995г. РД

63 Радиационный контроль. Оборудование и услуги. Каталог, НПП « Доза», 1995/1996 г.

Радиационный контроль и пробоотбор на нефтегазовых промыслах и тепловых электростанциях России (методические указания). Москва, Министерство топлива и энергетики РФ, 1995г. РД

Обращение с радиоактивными отходами на нефтегазовых промыслах России (методические указания). Москва, Министерство топлива и энергетики РФ, 1995г. РД

Инструкция по технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов. РД 39- 2-1305-85. РД

Регламент на проектирование и ведение подготовительных работ к строительству скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». РД 39 Р-48738956-001-2000, Нефтеюганск, 2000г. РД

Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов. РД 08- 120-96. РД

Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. Москва, 1999г. РД

Временная инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. РД 39-2-175-79, Краснодар - Тюмень, 1979г. РД

71Теория и практика заканчивания скважин, т. 1÷5. Булатов А.И., и др., Москва, « Недра», 1997 г. -

72Единые нормы времени на бурение скважин. Москва, ВНИИОЭНГ, 2000г. РД

Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля, М., 2000г. (Утв. Постановлением Госгортехнадзора России № 39 от 02.06.2000г.) РД

74 Инструкция по эксплуатации бурильных труб. Куйбышев, 1990г. РД 39-013-90. РД

Федеральный закон « О лицензировании отдельных видов деятельности» № 128-ФЗ от 08.08.01г. (с изменениями и дополнениями к закону) ПБ

Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. РД 03- 484-02. РД

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности. ПБ 03-246-98. Госгортехнадзор России № 64 от 6.11.98г. РД

Положение о техническом обслуживании и планово-предупредительном ремонте оборудования, используемого в бурении и капитальном ремонте скважин. Москва, ЗАО « ССК», 2003 г.

Регламент на выполнение работ по освоению и исследованию скважин струйными насосами УГИС, УОС, УЭОС. Нижневартовск, 2000г. РД

Положение о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих

производств, объектов геологоразведочных работ и магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, проведение приёмочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение. (Утв. Постановлением Госгортехнадзора от 05.11.2001 г. № 51). РД

Положение о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных про-

81изводственных объектах. РД 03-485-02. (Утв. Постановлением Госгортехнадзора от 14.06. 2002 г.,

№ 25). РД

Укрупнённые нормы времени на капитальный ремонт скважин с подъёмников « Кремко» и «IRI». АО « Юганскнефтегаз», НИС, г. Нефтеюганск, 1997 г. РД

Основные положения по эксплуатации бурильных труб в Филиалах и Управляемых обществах ЗАО « ССК». РО № 07-ОП. Москва, 2005г. РД

Методическое руководство для первичного освоения эксплуатационных скважин после окончания бурения в различных геолого-технических условиях. РД 39-0147009-513-85, 1985 г. РД

Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли. РД 153-39-026-97 (Согласовано Госгортехнадзором России 09.12.1997 № 10-03/736). РД

Правила обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты. М., Минтруда РФ, 1998г. с изм. от 29.10.1999г. РД

ДОПОЛНЕНИЕ № 1 к технологическому регламенту (конструкция и крепление скважин). Расчёты

87тампонажного цемента и добавок к нему для цементирования обсадных колонн с учётом реальных условий месторождений. Краснодар, 2003г. ТР

88	Оприменении технических устройств на опасных производственных объектах. Постановление
88	Правительства РФ от 25.12.98г. № 1540. РД
	Правительства РФ от 25.12.98г. № 1540. РД
89	Проект доразведки Приобского месторождения. ОАО « Юганскнефтегаз», ООО « РН-

СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

ний и строительстве скважины		224
	УфаНИПИнефть», Нефтеюганск, 2008г. -
90	Дополнение к проекту доразведки Приобского месторождения. ОАО « Юганскнефтегаз»,	АОЗТ
90	« Спайс», Нефтеюганск, 1999г. -
	« Спайс», Нефтеюганск, 1999г. -
91	Инструкция по эксплуатации установок погружных центробежных насосов. Производственный
91	комплекс Альметьевский насосный завод. ЕЮТИ.Н.354.000ИЭ. Альметьевск, 2002г.

92	Технологический регламент выполнения работ с установками электроцентробежных насосов
92	(УЭЦН). Нефтеюганск, 1995г.
	(УЭЦН). Нефтеюганск, 1995г.
93	"Методикой дефектоскопии концов бурильных труб", Куйбышев, 1983 г
94	Инструкции по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин. РД 39-2-684-82. Красно-
94	дар. ВНИИКРнефть. 1982.
	дар. ВНИИКРнефть. 1982.
95	Инструкцией по ликвидации катастрофических поглощений бурового раствора смесями с высокой кон-
95	центрацией наполнителей на месторождениях Куйбышевской области СТП 39-04-014-86.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Оценка технического состояния обсадных колонн и определение их остаточной прочности

225

19 Оценка технического состояния обсадных колонн и определение их остаточной прочности

Согласно требованиям п.п.2.2.6.21 и 2.3.7. ПБ НГП. М.. 2005 г. техническое состояние обсадных колонн должно подвергаться периодической проверке и в случае необходимости, обсадные колонны испытываются на остаточную прочность.

Основным видом отказов эксплуатационных колонн является потеря их герметичности в процессе эксплуатации.

∙акустический каротаж с записью фазокореляцонных диаграмм (АК-ФКД):

∙гамма-гамма цементометрия-толщинометрия;

∙акустический телевизор САТ.

После получения (от геофизиков) данных о характере естественного износа эксплуатационной колонны коэффициент снижения ее несущей способности определяется теоретическим путем по « Инструкция по расчету обсадных колони на особые условия эксплуатации», ВРД 39-19-048-2001.

Коэффициент снижения несущей способности изношенных (поврежденных в результате

коррозии) труб к наружному давлению К1 определяется из выражения:

К2=е(0,0175*δ-0,3596)*и

Коэффициент снижения несущей способности изношенных труб к внутреннему давлению К2

определяется из выражения:

К2=е(0,0182*δ-0,3736)*и

где е=2,71828 - основание натурального логарифма

δ - первоначальная толщина стенки обсадных труб, мм и - износ толщины стенки обсадных труб, мм

Предположим, что по данным ГИС естественный износ стенок обсадных труб в результате коррозии равен 2 мм.

Определим:

К1=2,71828 (0,0175х9,2-0,3596) х 2 = 0,672

К2 = 2,71828 (0,0182х9,2-0,3736) х 2 = 0,662

Определим параметры остаточной прочности поврежденного участка колонны. Величина наружного давления, при которой максимальные напряжения в поврежденной трубе будут равна пределу текучести материала, составляет:

Р1кр = K1 х Ркр = 32,8 х 0,672 = 22,04 МПа, где

Ркр – 32,8 МПа - критическое давление, при котором напряжение в теле трубы 178 х 9,2 « Е» достигает предела текучести.

Р1т = К2 х Рт = 0,662 х 49,9 = 33,03 МПа

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Оценка технического состояния обсадных колонн и определение их остаточной прочности

226

Для 178 мм эксплуатационной колонны запас прочности к наружному давлению n1 = 1,3, к внутреннему n2 = 1,3.

РНар = Р1/n1 = 22,04/1,3 = 16,95 МПа Рвнут= Р2Т/ n2 = 33,03/1,3 = 25,41 МПа

Вслучае аварийного разрушения обсадных колонн в процессе строительства скважин (бурения) работы по восстановлению их несущей способности проводить по дополнительному плану, разработанному буровым подрядчиком, согласованному Управлением по технологическому и экологическому надзору по Тюменской области и проектной организацией.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7

Сведения о транспортировке грузов, вахт, бурового оборудования, блоков и пробег спецмашин

227

20 Сведения о транспортировке грузов, вахт, бурового оборудования, блоков и пробег спецмашин

Таблица 20.1 - Расстояния перевозки грузов, бурового оборудования, блоков, вахты и пробег спецмашин

Наименование позиции	Расстояние, км
Буровое оборудование	3
Бурильные трубы	3
Насосно-компрессорные трубы	163
Турбобуры	163
Обсадные трубы:
УПТО и КО - буровая	163
УПТО и КО – трубная база	163
Трубная база - буровая	163
Цемент	163
Мраморная крошка	163
Бентонитовая глина	163
Пеногаситель	163
Глинистый раствор для испытания последующих объектов	-
Долота	163
Материалы и запчасти	163
Карьерные материалы	163
ГСМ	163
Топливо для котельной	163
Нефть	163
Песок для отсыпки дорог и площадок	163
Остальные материалы от ближайшего УПТО и КО	163
Механизмы для строительства буровой	163
Скомпанованные блоки	3
Перевозка вахты: - автотранспортом 1 раз в 30 дней	163
Перевозка топографической бригады	163
Пробег:
Спецавтотранспорта	163
УКП -80, ППУ-2, А-60	163
Тампонажной техники от базы	163
СКЦ	163
Дефектоскопической установки	163
Каротажной партии по дорогам:
1 класса	160
3 класса	3

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Срок безопасной эксплуатации скважины 228

21 Срок безопасной эксплуатации скважины

Вэтой связи проектом установлен срок безопасной эксплуатации скважины 25 лет.

Всоответствии с РД 03-484-02 « Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», предприятия, эксплуатирующие опасные производственные объекты, не имеют права продлевать срок эксплуатации скважины сверх установленного проектом без проведения работ по определению возможности продления срока эксплуатации. Такую работу выполняют экспертные организации.

По результатам работ, проведенных экспертной организацией принимается одно из решений:

∙продолжения эксплуатации на установленных параметрах;

∙продолжение эксплуатации с ограничением параметров;

∙ремонт;

∙доработка (реконструкция);

∙использование по иному назначению;

∙вывод из эксплуатации

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Паспорт рабочего проекта 229

22 Паспорт рабочего проекта

Месторождение – Приобское Куст № 124 скв. №№ 55649г, 55653г, 55661г; Куст № 411 скв. №№ 55688г, 55692г.

Цель бурения – эксплуатация Вид скважины –горизонтальная с пилотным стволом

Таблица 22.1 – Сравнительные технико-экономические показатели

Единица

Значение показателя

Наименование показателя

проектного

фактическо-

измерения

Основной/пилотный

го

Глубина скважины

По вертикали

2690/2814

По стволу

4332/3372

Стоимость строительства скважины,

тыс. руб.

всего

в том числе по этапам

повторный:

подготовительные работы к строи-

тельству скважины

строительные и монтажные работы

бурение и крепление

испытание (освоение)

передвижка:

подготовительные работы к строи-

тельству скважины

строительные и монтажные работы

бурение и крепление

испытание (освоение)

Стоимость возвратных материалов

Стоимость метра бурения, всего

руб.

в том числе при бурении под колон-

ны

направление

кондуктор

пилотный

эксплуатационную колонну

хвостовик

Продолжительность строительства

сут

БУ

3000

4500/2

IRI -

скважины, всего

ЭУК-

70 ЭК-

1700/2

1М

БМ

70 Е

первичный

повторный

113,56

103,06

100,06

передвижки

5 м

15-20 м

63,60

72,26

71,36

СамараНИПИнефть

609Б.00-00-ИОС-07

609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Паспорт рабочего проекта					230

	Единица			Значение показателя
Наименование показателя	Единица			проектного		фактическо-
Наименование показателя	измерения			проектного		фактическо-
	измерения	Основной/пилотный				го
		Основной/пилотный				го
40-50 м				-
в том числе по этапам
подготовительные работы к бурению			4
при передвижках			1,2
строительные и монтажные работы:
первичный				-
первичный
повторный		48,8		38,3	35,3
повторный
передвижки				-
5 м				-
15-20 м		4,7		10,3	9,4
40-50 м				-
Бурение
Крепление
Испытание (освоение)
пластоиспытателем в пилотном
стволе
Глубина спуска обсадных колонн:	м
шахтовое направление			-
направление			30
кондуктор			710
промежуточная			-
потайная			-
эксплуатационная			3135
хвостовик			2985-4332
Затраты времени на работы по про-	сут
ходке при бурении всего:
под колонны:
направление			0,5
кондуктор			2,6
пилотный			10,5
эксплуатационную			4,3
хвостовик 114 мм			8,0
Затраты времени на работы по креп-	сут
лению колонн:
направление			0,9
направление
кондуктор			5,0
кондуктор
пилотный ствол (установка ликвида-			3,3
ционного моста)
эксплуатационную			8,5
эксплуатационную
хвостовик 114 мм			9,3
хвостовик 114 мм
Расход долот	шт.		4

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Список принятых сокращений 231

	23 Список принятых сокращений
АВПД	- аномально высокое пластовое давление
АК	- акустический каротаж
АКВ	- акустический каротаж многоволновой
АКШ	- акустический каротаж широкополосной
АНПД	- аномально низкое пластовое давление
БД	- банк данных
БК	- боковой каротаж
БКЗ	- боковое каротажное зондирование
БМ	- барометрия
БМК	- боковой микрокаротаж
БУ	- буровая установка
ВИКИЗ	- высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование
ВНК	- водо-нефтяной контакт
ВП	- метод вызванных потенциалов
ВСП	- вертикальное сейсмическое профилирование
ВТ	- высокочувствительная термометрия
ГВК	- газо-водяной контакт
ГГК-Л	- гамма-гамма-каротаж литоплотностной
ГГК-П	- гамма-гамма-каротаж плотностной
ГГК-Ц	- гамма-гамма-цементометрия
ГДК	- гидродинамический каротаж
ГЖК	- газожидкостный контакт
ГИРС	- геофизические исследования и работы в скважинах
ГИС	- геофизические исследования в скважинах
ГК	- гамма каротаж интегральный
ГК-С	- гамма каротаж спектрометрический
ГНК	- газонефтяной контакт
ГРР	- геолого-разведочные работы
ГТИ	- геолого-технологические исследования
ГТН	- геолого-технический наряд
ИПТ	- испытатель пластов на трубах
КИП	- контрольно-измерительные приборы
КНБК	- компоновка низа бурильной колонны
ЛБТ	- легкосплавные бурильные трубы
ЛУБТ	- легкосплавные утяжеленные бурильные трубы
МШУ	- металлошламоуловитель
НГВП	- нефтеводогазопроявление
НКТ	- насосно-компрессорные трубы
ОМТР	- органоминеральный тампонажный раствор

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Список принятых сокращений	232
ПАВ	- поверхностно-активное вещество
ПВО	- противовыбросовое оборудование
ПМП	- прямой магнитный переводник
СМН	- смесительная машина нория
ТБПН-ТБ	- трубы бурильные с высаженными концами
ПК	- трубы бурильные с приваренными концами
УБТ	- утяжеленные бурильные трубы
УМК	- универсальный машинный ключ
ФА	- фонтанная арматура
ЦА	- цементировочный агрегат
СНВ	“Сборник сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых, газоконденсатных, гид-
	рогеологических объектов в разведочных, опорных, параметрических, поисковых скважи-
	нах и освоение объектов в эксплуатационных скважинах”, М., ВНИИОЭНГ, 1985 г.
МНВИ	“Межотраслевые нормы времени на испытание разведочных и эксплуатационных сква-
	жин”, М., 2000 г

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 233

24 Приложения

Приложение А Сметный расчет к разделу «Охрана окружающей среды»

Сметный расчет к разделу « Основные мероприятия по охране окружающей среды» составлен в соответствии Постановлением Правительства РФ от 28.08.92 г. № 632 « Об утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия» без учета индекса изменения сметной стоимости строительства скважины.

			Шифр		Стоимость работ
Вид работ	Единица	Количество	затрат			общая в
Вид работ	измерения	Количество	по		единицы	ценах 1991
			ЕРЕР			г.
Гидроизоляция технологических	1000 м2	2,78	49-63		181	1137,19
площадок и амбаров
Гидроизоляционный материал на 94	т
км
а) транспортировка		70	49-4345		4,4	696,08
б) глина		35	разовая		27,4	2167,34
в) цемент		35	разовая		25,4	2009,14
Вывоз БР и БСВ на повторное ис-
пользование на 10 км
а) работа ЦА-320М	ч	8	49-2740		17,51	317,0
б) транспортировка	м3	320	49-4350		1,47	1063,10
Вывоз металлолома и прочих отхо-	т	50,0	49-4347		6,28	709,64
дов строительства на 94 км	т	50,0	49-4347		6,28	709,64
дов строительства на 94 км
Захоронение твердых отходов бу-	тн	291,93	разовая		4,8	3166,86
рения	тн	291,93	разовая		4,8	3166,86
рения
Привоз хоз.-питьевой воды	м3	136,04	калькул.		0,22	67,63
Цистерна для питьевой воды V = 5	шт.	17	49-827		20,5	787,61
м3	шт.	17	49-827		20,5	787,61
Наблюдательная скважина	шт.	1	сметный		3887,0	8397,0
			расчет
Всего:						20518,59

Наименование данных			Значение

Плановые накопления				8%
Удорожание работ в зимний период				3,51%
Резерв средств на непредвиденные работы				5%
Накладные расходы на итог прямых затрат				11,5%
Выплаты премий				7,4%
Стоимость экспертизы				0,03%
Авторский надзор				0,2%
Возмещение убытков землепользователям				0,6%
Единовременное вознаграждение за выслугу лет			0,004%
Удорожание сводной сметы				59,2%

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 234

Приложение Б Регламент контроля за процессом цементирования и изучения состо-

яния крепи после твердения тампонажного раствора

Контроль процесса цементирования

Контроль процесса цементирования колонн следует осуществлять с помощью станции контроля цементирования (СКЦ).

Параллельно с работой СКЦ в процессе цементирования необходимо:

∙В каждом пункте приготовления (точки затворения) тампонажного раствора непрерывно производить замеры его плотноси ареометром. При необходимости корректировать режим затворения с целью выдерживания заданной плотности тампонажного раствора;

∙Производить отбор проб тампонажного раствора из осреднительной емкости с последующим их хранением в течение времени ОЗЦ;

∙Контролировать давление нагнетания жидкостей в обсадную колонну по манометрам высокого давления на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;

∙Учитывать текущий и суммарный объем жидкости затворения по тарированным емкостям цементировочных агрегатов;

∙Учитывать текущий и суммарный объемы тампонажных растворов и продавочной жидкости, закачанный в скважину по тарированным емкостям цементировочных агрегатов;

∙Визуально контролировать характер циркуляции и корректировать режим работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.

Давление нагнетания жидкости затворения в смесительную камеру следует контролировать с помощью манометров с пределами измерения от 0 до 40 кгс/см2.

Время вывода цементосмесительных машин на стабильный режим работы с требуемой плотностью тампонажного раствора не должно превышать 1,5-2,0 мин.

В процессе приготовления тампонажных растворов не допускаются колебения их плотности, относительно заданных, более чем на +0,02 г/см3, а для растворов, предназначенных для изоляции башмаков обсадных колонн, продуктивной части разреза на +0,01 г/см3.

Оценка качества цементирования

Для получения достоверных результатов оценки качества цементирования обсадных колонн в скважине, определение качества цементирования необходимо производить после окончания установленного срока ОЗЦ.

Сроки ОЗЦ корректируются в зависимости от фактических свойств тампонажных материалов в целях достижения тампонажным камнем необходимой прочности в соответствии с требованиями п.5.9

РД 39-00147001-767-2000.

Для определения состояния контакта цементного камня с колонной необходимо применять акустические цементомеры АКЦ-1 или АКЦ-2 с приставкой « ИПАК» или « УЗБА».

Мероприятия повышающие качество цементирования

Одним из условия качества цементирования обсадных колонн – обязательное применение осреднительной емкости (для данной скважины, начиная с кондуктора).

Осреднительную емкость необходимо применять для получения однородных параметров тампонажнго раствора – начальную подвижность тампонажнго раствора (растекаемость), плотность тампонажнго раствора.

Осреднительная емкость способствует осреднению (выравниванию) концентрации химреагентов по всему объему тампонажнго раствора, находящегося в ней от момента начала набора до откачки, что обеспечивает получение равнопросного тампонажного камня с однородными сроками схватывания.

Для получения однородных параметров тампонажного раствора, начинать откачку в скважину тампонажнго раствора из осреднительной емкости,необходимо при наборе не кменее 2/3 объема осреднительной емкости.

Объем закачанного в сважину тампонажнго раствора следует контролировать по данным станции контроля цементирования и количеству использованной жидкости затворения. Расхождение фактического и расчетного объемов приготовленного растворов более чем на 5% не допускается.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 235

Обязательнымэлементом обвязки является блок манифольда (БМ-700). Это упрощает обвязку цементировочной техники, кроме того, все датчики ЦКС: давления, расхода, плотности смонтированы на блоке манифольда.

Мероприятия для предотвращения флюидопроявления на период ОЗЦ эксплуатационной колонны

Для предотвращения флюидопроявления в период ОЗЦ эксплуатационной колонны необходимо выполнить следуещее:

∙ Через 30 мин после « СТОП» затрубье загерметизировать превентором, создать давление 0,5

Мпа;

Через 30 мин поднять давление в затрубье до 1,0 Мпа и осавить скважину до конца ОЗЦ под этой величиной давления

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Приложения	236

Приложение В Нормативная карта на скважину

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 237

Приложение Г Оценка степени риска

Анализ опасности риска возникновения аварий

при строительстве эксплуатационных скважин на Приобском месторождении,

строящихся по проектной документации № 609Б

2012

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 238

Аннотация

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 239

Содержание

Наименование

1.Задачи и цели анализа риска аварий

2.Описание анализируемого опасного производственного объекта

3.Методология анализа, исходные предложения и ограничения, определяющие пределы анализа риска (определение сценария возможных аварий)

4.Описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и обоснование их применения

5.Исходные данные и их источники по аварийности, результаты идентификации опасностей (аварий) при строительстве скважин

6.Оценка риска аварий при строительстве нефтяных скважин

7.Анализ неопределенностей результатов оценки риска

8.Оценка индивидуального и коллективного риска при авариях на объектах строительства проектируемых скважин

9.Обобщение оценок риска

10.Рекомендации по уменьшению риска при строительстве скважин

11.Заключение

Список использованной литературы

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 240

1. Задачи и цели анализа риска аварий

−объективной информации о состоянии промышленной безопасности при строительстве скважин;

−сведений о наиболее опасных, "слабых" местах с точки зрения безопасности;

−оценки степени риска (на качественном уровне) при строительстве скважин;

−обоснованных рекомендаций по уменьшению степени риска.

−планирование и организация работ;

−идентификация опасностей;

−оценка степени риска;

−разработка рекомендаций по уменьшению степени риска (управление риском).

−пожарных инспекций всех назначений;

−административных и производственных подразделений недро-пользователя — компании

ООО "РН-ЮНГ".

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 241

2. Описание анализируемого опасного производственного объекта

Конструкция скважины приведена в подразделе 5.1 проектной документации.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 242

В приведенном сценарии в зависимости от масштабов и тяжести последствий можно выделить 3

фазы:

−фаза А - период развития аварии в пределах устья скважины;

−фаза Б - угроза цепного развития аварии с выходом за пределы устья скважины (событие на территории объекта);

−фаза В - угроза цепного развития аварии за пределами объекта.

Основными инициирующими факторами при этом являются:

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 243

4. Описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и обоснование их применения

Проведение анализа риска включает следующие этапы:

−планирование и организация работ;

−идентификация опасностей;

−оценка риска;

−разработка рекомендаций по уменьшению риска,

Анализ риска на этапе:

планирования и организации работ (этап проектирования).

−Ростехнадзора и его функциональных подразделений по территориальному признаку;

−пожарных инспекций всех назначений;

−экологического состояния территории в районе размещения объектов (скважин).

−сводные технико-экономические данные;

−основание для проектирования;

−сведения о районе буровых работ;

−геологическая характеристика месторождения;

−конструкция скважины;

−характеристика буровых растворов;

−способы углубления;

−крепление скважины;

−освоение скважины и т.п.

Анализ риска на этапах:

идентификации опасностей и оценки риска.

Используемый метод анализа и обоснование его применения

При выборе метода анализа риска аварий по количественным показателям выделяют такие

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 244

показатели риска:

как технический риск, индивидуальный риск, потенциальный риск, коллективный риск; социальный риск.

В данной работе для анализа риска аварий при строительстве скважин (на стадии проектирования) использованы:

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 245

Таблица 1 - Данные по аварийности в ООО «РН-Бурение» за 2006-2008 гг.

	Вид аварий	Количество ава-	Количество
		рий за период	аварий на 1000
		2006-2008 гг.	м проходки
1.	Открытый фонтан	-	0
2.	Нефтегазопроявления	-	0
3.	Заклинки КНБК, отстрел (слом) бурильного инструмента и пе-	2	1,38х10"3
ребуривание части ствола скважины
4.	Поломка (отворот) бурильного инструмента (ликвидация ава-	6	4,13x10"'
рии без перебуривания ствола скважины)
5.	Заклинки и прихваты КНБК и бурильного инструмента	12	8,26x10"3
6.	Оставление шарошек долота на забое и разбуриваниея их	1	0,69x1О"3
7.	Аварии с обсадной колонной или хвостовиком (обрыв, заклинка	7	4,82x10"3
и т.д.)
8.	Аварии с геофизическим кабелем (прибором)	-	0
9.	Слом вала шпинделя забойного двигателя	3	2,07x10"3
10. Перебуривание части ствола из-за встречи стволов		1	0,69x10"3
11. Прочие аварии (слом ведущей трубы по левому переводнику)		1	0,69x10-3

Поскольку аварий со складом ГСМ в ООО « РН-Бурение», не было в настоящем разделе приводятся расчетные данные смоделированной сценария развития данной аварии.

Перечень опасных производств с указанием характеристик опасных веществ и их количеств, которые могут вызвать ЧС

К опасным производственным участкам, на которых возможны чрезвычайные ситуации, на проектируемом объекте относятся:

∙устье эксплуатационной скважины

∙площадка ГСМ, на которой располагается топливо для дизельной электростанции.

На устье эксплуатационной скважины возможен аварийный выход углеводородного сырья (нефти) на поверхность в случае разгерметизация технологического оборудования в количестве, соответствующем дебиту данного пласта данной скважины. Сведения о нефтеносности по разрезу

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 246

проектируемых скважин приведены ниже в таблице 3.1. Излив углеводородного сырья (нефти) из скважины при нефтегазопроявлении продолжается 15 минут (время ликвидации аварии), соответственно, максимальное возможное количество нефти, вышедшее на поверхность согласно данным о предполагаемом дебите скважин – 1,67 тн (пласт K1brg (АС 12)).

Вместе с нефтью на поверхность выходит, растворенный в ней попутный нефтяной газ. Ниже в таблице 3.1 приведена краткая характеристика попутного нефтяного газа. Максимальное возможное количество выделившегося газа за период аварии – 0,12 тн (пласт K1brg (АС 12)) согласно данным о предполагаемом дебите и газовом факторе пластов.

На площадке ГСМ возможен аварийный выход дизтоплива из емкости хранения объемом 50 м3 вследствие нарушения герметичности и/или коррозии емкости. Максимальное возможное количество излитого вещества – 50м3.

Кроме вышеизложенного, сама буровая установка является аварийноопасным объектом, так как для осуществления технологических операций в процессе строительства применяется большое количество оборудования и инструмента крупных размеров и со значительной массой, в том числе грузоподъемного и работающего при больших гидравлических давлениях.

Согласно ФЗ-116 « О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 буровые установки, осуществляющие ведение буровых работ, относятся к категории опасных производственных объектов, так как на них обращаются следующие вещества (см. Приложение 1):

-попутный газ (« газы, которые при нормальном давлении и в смеси с воздухом становятся воспламеняющимися и температура кипения которых при нормальном давлении составляет 20 градусов Цельсия или ниже»);

-нефть (« горючие вещества - жидкости, газы, пыли, способные самовозгораться, а также возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления»);

-сероводород (токсичные вещества - вещества, способные при воздействии на живые организмы приводить к их гибели);

-прочие вещества, представляющие опасность для окружающей среды;

-ведутся горные работы.

Таблица 2 - Характеристика обращающегося технологического потока

Индекс стратиграфического

подразделения

K1brg (АС 12)

Интервал,

От	До
(вер	(низ)
х)

2660	2734

Плотность,					Параметры растворенного газа
г/см3
г/см3			парафинаСодержание			сероводородасодержание, %	углекислогосодержаниега- %,за	воздухупоотносительная газаплотность	сжимаемостикоэффициент	плавнасыщениядавление- ,МПаусловияхстовых
условияхпластовыхв	дегазациипосле	серыСодержание		,мдебитСвободный	,мфакторгазовый
условияхпластовыхв	дегазациипосле	серыСодержание		,мдебитСвободный	,мфакторгазовый
				/сут	3
				3	м
					/
					3
0,788	0,869	1,1	2,4	160

					66,7	-	-	1,069	0,96	10,6

Ниже приведена краткая характеристика обращающихся опасных веществ.

Нефть – токсичное вещество, оказывающее вредное воздействие на организм человека. Взрывоопасная концентрация паров нефти составляет 6,5 % на 1 м3 излившейся нефтеводяной эмульсии. Температура вспышки нефти – плюс 28 оС.

Углеводороды, составляющие основную часть нефти, обладают наркотическими свойствами. Нефтяной попутный газ является токсичным газом. При отравлении парами нефти сначала наблюдается период возбуждения, характеризующийся беспричинной веселостью, затем наступают головная боль, сонливость, усиление сердцебиения, боли в области сердца, тошнота и прочее некомфортное состояние организма. Класс опасности по характеру воздействия на организм человека согласно ГОСТ 12.1.005-88*

– III. По степени воздействия на организм человека нефть, в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76*, относится к умеренно опасным веществам .

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 247

Дизельное топливо представляет собой горючую жидкость. Получают компаундированием прямогонных фракций нефти. Взрывоопасная концентрация паров его паров и смеси с воздухом составляет 2-3 % (по объему). Температура вспышки дизтоплива – плюс 40 оС.

Класс опасности по характеру воздействия на организм человека согласно ГОСТ 12.1.005-88* – IV. По степени воздействия на организм человека дизтопливо, в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76*, относится к мало опасным веществам. Дизельное топливо раздражает слизистую оболочку и кожу человека.

Нефтяной попутный газ - углеводородный газ, находящийся в нефтяных залежах в растворенном состоянии и выделяющийся из нефти при снижении давления. Количество газов в 1,0 м3, приходящееся на 1 т добытой нефти, зависит от условий формирования и залегания нефтяных месторождений и может составлять от 1-2 до нескольких тыс. м3. Нефтяной попутный газ, выделяемый из нефти, является токсичным газом. При отравлении нефтяным газом сначала наблюдается период возбуждения, характеризующийся беспричинной веселостью, затем наступает головная боль, сонливость, усиление сердцебиения, боли в области сердца, тошнота и прочее некомфортное состояние организма.

Класс опасности по характеру воздействия на организм человека согласно ГОСТ 12.1.005-88* – III. По степени воздействия на организм человека нефтяной попутный газ, в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76*, относится к умеренно опасным веществам.

Взрывоопасная концентрация нефтяного попутного газа составляет 5,0-15,0 мг на 1 м3. Низшая теплота сгорания – 47,2 МДж/кг, теоретический объем воздуха для горения – 12,3 м3/м3, температура самовоспламенения - 537°С.

При возникновении максимальной аварии (излив углеводородного сырья (нефти) и нарушение герметизации емкости для дизтоплива) на проектируемом объекте к поражающим факторам относятся:

∙тепловое воздействие при пожаре излива нефти;

∙воздействие избыточного давления ударной волны при взрыве ГВС;

∙тепловое воздействие при пожаре пролива дизтоплива из емкости;

Определение зон действия основных поражающих факторов при авариях с указанием применяемых для этого методик расчета

Для оценки уровня теплового и ударного воздействия на персонал буровой и окружающую среду при аварийной ситуации на проектируемом объекте рассмотрены наиболее опасные варианты возможных аварийных ситуаций.

Оценка поражающего воздействия теплового излучения при пожарах изливов выполнена в соответствии с ГОСТ Р 12.3.047-98 « Пожарная безопасность технологических процессов» и СП 12.13130.2009 « Системы противопожарной защиты. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности».

Зоны теплового поражения при пожаре излива углеводородного сырья (нефти) из скважины имеют форму концентрических кругов, их центр совпадает с источником воздействия. При расчете определены расстояния от геометрического центра пролива до объекта, облучаемого предельно допустимыми значениями интенсивности теплового потока при различных степенях поражения.

Исходные данные для расчетов (K1brg (АС 12)):

Предполагаемый дебит скважины – 160 т/сут.

Ожидаемый объем излива углеводородного сырья (нефти) из скважины – 1,67 т

Время на ликвидацию аварийной ситуации – 15 мин.

Площадь пролива нефти на площадку вышечно-лебедочного блока – 62,0 м2.

Максимальная летняя температура – плюс 39 оС.

Расчет

1.Рассчитывают эффективный диаметр пролива, м, по формуле:

где - площадь пролива, м.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 248

2. Рассчитывают высоту пламени , м, по формуле:

где - удельная массовая скорость выгорания топлива, кг/(м·с) - 0,04;

- плотность окружающего воздуха, кг/м- 1,2; - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с.

3. Определяют угловой коэффициент облученности

по формуле:

A= (h2 + S2 + 1)/(2S)

В= (1 + S2)/(2 S)

S = 2r / d

h = 2Н / d

где - расстояние от геометрического центра пролива до облучаемого объекта, м.

4.Определяют коэффициент пропускания атмосферы по формуле:

5.Интенсивность теплового излучения , кВт/м, рассчитывают по формуле:

где - среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м;

- угловой коэффициент облученности; - коэффициент пропускания атмосферы.

принимают на основе имеющихся экспериментальных данных. Для некоторых жидких углеводо-

родных топлив указанные данные приведены ниже в таблице.

Таблица 3 – Среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени в зависимости от диаметра очага и удельная массовая скорость выгорания для некоторых жидких углеводородных топлив

Топливо			, кВт/м , при		, м		,
Топливо							кг/(м ·с)
	10	20		30	40	50	кг/(м ·с)
СПГ (метан)	220	180		150	130	120	0,08
СУГ (пропан-бутан)	80	63		50	43	40	0,1
Бензин	60	47		35	28	25	0,06
Дизельное топливо	40	32		25	21	18	0,04
Нефть	25	19		15	12	10	0,04
Примечание - Для диаметров очага менее 10 м или более 50 м следует принимать							такой же,
как и для очагов диаметром 10 м и 50 м соответственно

Результаты расчетов зон теплового поражения при пожаре излива углеводородного сырья (нефти) приведены в таблице 3.3.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Приложения		249
Таблица 4

Наименование параметра			Значение

Среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2			25,0
Расчетная площадь пролива, м2			62,0
Эффективный диаметр пролива, м			8,9
Высота пламени, м			12,0
Расстояние от геометрического центра пролива до объекта при интенсивности
теплового излучения, соответствующей степени поражения, м:
- без негативных последствий в течение длительного времени		1,4 кВт/м2	24,5
- безопасно для человека в брезентовой одежде		4,2 кВт/м2	12,9
- непереносимая боль через 20 – 30 с,		7,0 кВт/м2	8,9
- ожог 1-й степени через 15 – 20 с,
- ожог 2-й степени через 30 – 40 с,
- воспламенение хлопка-волокна через 15 мин
- непереносимая боль через 3 – 5 с,		10,5 кВт/м2	6,4
- ожог 1-й степени через 6 – 8 с,
- ожог 2-й степени через 12 – 16 с

Оценка поражающего воздействия теплового излучения при проливе дизтоплива из емкости объемом 50,0 м3 на складе ГСМ выполнена в соответствии с ГОСТ Р 12.3.047-98 « Пожарная безопасность технологических процессов» и СП 12.13130.2009 « Системы противопожарной защиты. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности».

Зоны теплового поражения при пожаре имеют форму концентрических кругов, их центр совпадает с источником воздействия. При расчете определены расстояния от геометрического центра пролива до объекта, облучаемого предельно допустимыми значениями интенсивности теплового потока при различных степенях поражения.

Исходные данные для расчетов:

Ожидаемый объем излива дизтоплива - 50,0 м3.

Площадь пролива дизтоплива в обваловку – 120,0 м2

Максимальная летняя температура – плюс 39 оС.

Результаты расчетов зон теплового поражения при пожаре при проливе дизтоплива из емкости приведены в таблице 3.4.

Таблица 5

Наименование параметра		Значение
Наименование параметра
Среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м2		40,0
Расчетная площадь пролива, м2		120,0
Эффективный диаметр пролива, м		12,36
Высота пламени, м		15,09
Расстояние от геометрического центра пролива до объекта при интенсивности
теплового излучения, соответствующей степени поражения, м:	1,4 кВт/м2
- без негативных последствий в течение длительного времени	1,4 кВт/м2	41,6
- безопасно для человека в брезентовой одежде	4,2 кВт/м2	23,3
- непереносимая боль через 20 – 30 с,	7,0 кВт/м2
- ожог 1-й степени через 15 – 20 с,		17
- ожог 2-й степени через 30 – 40 с,		17
- ожог 2-й степени через 30 – 40 с,
- воспламенение хлопка-волокна через 15 мин	10,5 кВт/м2
- непереносимая боль через 3 – 5 с,	10,5 кВт/м2
- ожог 1-й степени через 6 – 8 с,		12,9
- ожог 2-й степени через 12 – 16 с

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 250

Расчеты и определение зон и категорий взрывоопасности при пожаре излива углеводородного сырья (нефти) из скважины выполнены в соответствии с ГОСТ Р 12.3.047-98 « Пожарная безопасность технологических процессов» и СП 12.13130.2009 « Системы противопожарной защиты. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности».

Исходные данные для расчетов (K1brg (АС 12)):

Ожидаемый объем излива углеводородного сырья (нефти) из скважины (Q) –

1,67т.

Газовый фактор попутного нефтяного газа (Гф) – 66,7 м3/т.

Плотность попутного газа (ρг) – 1,069 г/см3.

Максимальная летняя температура – плюс 39 оС.

Расчет

1. Избыточное давление , кПа, развиваемое при сгорании газопаровоздушных смесей, рассчитывают по формуле

где: - атмосферное давление, кПа (допускается принимать равным 101 кПа);

- расстояние от геометрического центра газопаровоздушного облака, м; - приведенная масса газа или пара, кг

тпр = (Qсг / Q0)* m*Z

где: Qсг - удельная теплота сгорания газа или пара, Дж/кг;

Z - коэффициент участия, который допускается принимать равным 0,1;

Q0 - константа, равная 4,52·10 Дж/кг; т - масса паров ТВС, кг.

тн - масса паров нефти, кг.

тн = W Sи Т = 0,8 х10-3 х 62 х 900 = 44,64 кг

где W - интенсивность испарения, кг/(с·м2); Sи - площадь испарения, м2.

Т - продолжительность поступления паров легковоспламеняющихся и горючих жидкостей в окружающее пространство в объем помещения, равное 900 сек.

Приведенная масса паров нефти, кг

тпр н = (Qсг / Q0)* m*Z = (41,0 х 106 / 4,52 х 106)* 44,64*0,1 = 40,49 кг

где: Qсг - удельная теплота сгорания нефти, = 41,0 х 106 Дж/кг;

Z - коэффициент участия, который допускается принимать равным 0,1;

Q0 - константа, равная 4,52·10 Дж/кг; m - масса паров нефти, кг.

тг - масса горючих газов и (или) паров, поступивших в результате аварии в окружающее пространство за 15 сек, кг.

тг = 0,017 х Q х Гф х ρг = 0,017 х 1,67 х 66,7 х 1,069= 2,0242 кг

Приведенная масса газа, кг

тпрн г = (Qсг / Q0)* m*Z = (50,1 х 106 / 4,52 х 106)*2,0242*0,1 = 2,2432 кг

где: Qсг - удельная теплота сгорания газа, = 50,1 х 106 Дж/кг;

Z - коэффициент участия, который допускается принимать равным 0,1;

Q0 - константа, равная 4,52·10	Дж/кг;
m - масса горючих газов, кг.
Приведенная масса горючего газа и паров нефти, кг

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Приложения	251
тпр = тпр н + тпрн г = 40,49 + 2,2432 = 42,73 кг
2. Импульс волны давления , Па·с, рассчитывают по формуле:
Результаты расчетов ударного воздействия приведены в		таблице 3.5.
Таблица 6

Наименование параметра		Значение

Приведенная масса горючих газов (паров), кг		42,73
Категория установки для варианта		Ан
Радиусы зон разрушения:
- полных (Pизб>100 кПа), м		9,2
- полных (Pизб>100 кПа), м
- 50 %-ных (Pизб=53 кПа), м		13
- 50 %-ных (Pизб=53 кПа), м
-средних (Pизб=28 кПа), м		18,9
-средних (Pизб=28 кПа), м
-умеренных (Pизб=12 кПа), м		33,7
-умеренных (Pизб=12 кПа), м
- нижний порог повреждения человека (Pизб=5 кПа), м		67,4
- нижний порог повреждения человека (Pизб=5 кПа), м
-малых повреждений R6 (Pизб=3 кПа), м		105,2
-малых повреждений R6 (Pизб=3 кПа), м

Расчеты и зоны поражений приведены в томе 12 данной проектной документации ИТМ ГО ЧС.

По тяжести последствий отказы распределены следующим образом:

−Отказ с катастрофическими последствиями - отказов с подобными последствиями не выявлено.

−Отказ с критическими последствиями;

−Отказ с некритическими последствиями;

Возможные в процессе строительства (и эксплуатации) скважины отказы приведены в табл. 6.

1Ни один взрыв ГПВС не приводит к эффекту « домино» и эскалации аварии взрыва на другие сооружения.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 252

играет существенной роли в опасности для близлежащих сооружений. Их разрушение происходит при непосредственном воздействии пламени.

6Время горения пролива ЛВЖ на открытой площадке склада ГСМ составит 1 час

7Длина пожароопасного облака при аварийной ситуации на скважине составит от 28 до 188 м в зависимости от дебита скважины.

8Высота и диаметр факела при аварии на скважине составит от 14 м до 86 м и от 2,2 м до 13 м соответственно.

∙газ, постепенно рассеется в воздухе;

∙нефть будет собрана.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B	Таблица 7 -	Анализ видов и последствий отказов
	Таблица 7 -	Анализ видов и последствий отказов
	№№ п/п	Наименова ние	Вид отказа	Причина отказа	Частота
		обору дования
		блока узла
	1	Буровая уста-	Разрушение,	Коррозия и	Возможный
		новка	падение вышки	усталость кон-	10-2-10-4
				струкци онных
				материалов
				приложение
				нагрузок более
				допустимых
	2	Буровая уста-	Падение тале-	Обрыв талевого Вероятный
		новка	вой системы	каната	1-10-2
					1-10-2
Б609
.
ИОС07- -00-00	3	Буровая уста-	Производствен	Поражение	Частый >1
	3	Буровая уста-	Производствен	Поражение	Частый >1
		новка	ный травматизм электротоком,
				высоким давле-
				нием, падением
				предметов,
				движущимися
				механизмами
	4	Буровая уста-	Взрывы, пожарыВозгорание ем-		Возможный
		новка		костей с ГСМ,	10-2-10-4
				продуктов осво-
				ения, нефте-
				проявления
	5	Скважина	Флюидопрояв-	Превышение	Возможный
			ления, открытыйпластового дав-		10-2-10-4
			фонтан	ления над за-
				бойным

Скважина

Нарушение герКоррозионный Возможный

Тяжесть послед	Сте пень	Средства обнаруже-	Рекомендации по
ствий	риска отка-	ния неисправности	уменьшению опас-
	за		ности
Критические	В	Периодические испы-	Своевременное вы-
		тания буровой уста-	явление и замена
		новки, дефектоскопия дефектного оборудо-
			вания

Некритические	В	Противозатаскива-	Выполнение требо-
		тель, индикатора ве-	ваний п. 2.5.14 РД
		са, регулярный визу-	08-624-03
		альный осмотр тале-
		вого каната при прие-
		ме-сдаче вахты
Некрити ческие	В	Предохранительные	Обучение персонала,
		устройства, ограж-	использование инди-
		дления, блокировки,	видуальных и кол-
		датчики напряжения илективных средств
		давления	защиты, выполнение
			требований и норм
			ОТ иТБ
Критические	В	Газоанализатор, ви-	Соблюдение ППБ
		зуально

Критические	В	Уровнемеры, арео-	Применение ПВО,
		метр	обучение персонала,
			бурение раствором,
			обеспечивающим
			превышение забой-
			ного давления над
			пластовым
Критические	В	Периодические гид-	Обеспечение пла-

7.5 Том

Приложения

253

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B			метичности ко-	износ, механи- 10-2-10-4
			метичности ко-	износ, механи- 10-2-10-4
			лонны	ческое воздей-
				ствие
	7	Скважина	Аварии с бу-	Износ инстурЧастый >1	Некритические	С
			рильным инст	мента ошибки
			рументом	персонала

8	Скважина	Осложнения в	Несоответствие Частый >1		Некритические	С
Б609		процессе буре	фактических
Б609		ния	условий про-
.
ИОС07--00-00			ектным
			ектным
9	Буровая ус та-	Выбросы вред	Работа меха-	Частый >1	Отказ с малыми	С
	новка, циркуля-	ных веществ	низмов		последствиями
	ционная систе-
	ма, шламовые
	амбары
10	Скважина	Поглощение буГеологические		Частый >1	Критические	А
		рового	причины

равлические испыта-	нового подъема
ния и гео физические	цемента	за колон-
исследовавния, эко-	нами
логический монито-
ринг
Индикатор веса	Обучение персонала,
	про ведение ком-
	плекса профи лакти-
	ческих мероприятий,
	ограничение угла в
	интервале набора
	кривизны град/10 м.
	Проведение дефек-
	тоскопии	бурового
	инструмента
Индикатор веса,	Обучение персонала,
уровнемеры, визу-	проведение комплек-
ально	са профилактических
	мероприятий
Экологический мони-	Обваловка, гидро-
торинг	изоля ция, откачка из
	амбаров
Частичное поглоще-	Для ликвидации ка-
ние	тастрофических зон
	поглощения промы-
	вочных жидкостей
	предусматривается
	применение поли-
	мерных вязкоупругих
	или соляро-
	бентонитовых тампо-
	нирующих составов с
	волокнистыми
	наполнителями

7.5 Том

Приложения

254

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 255

Расчет надежности ПВО и вероятности возникновения аварий при нефтепроявлении.

Н(t) = ПН(t) ,

i=1

где: Н – надежность;

T – количество элементов надежности;

Нi – надежность i-того элемента.

При обвязке устья с использованием ПВО по схеме ОП5-230/80х21 возможна одновременная работа двух превенторов - одного из плашечных и универсального, но достаточно, чтобы в заданный период времени безотказно работал один из них, при этом надежность определяется параллельным объединением надежностей двух элементов:

Н(t) = 1− П ×[1− Hi (t)]

i=1

H = [1− (−H1 )(1− H 2 )]× H 3 × H 4

где: H1 - надежность плашечного превентора;

Н2 - надежность универсального превентора;

Нз - надежность шарового крана или обратного клапана;

Н4 - надежность цементного кольца за кондуктором.

По статистическим данным прошлых лет и по экспертной оценке специалистов (по опыту строительства скважин на месторождениях Западной Сибири с идентичными горногеологическими условиями бурения) надежности рассматриваемых элементов соответствуют 100%, т.е. равны 1. Кроме того, полное выполнение предусмотренных проектом решений и мероприятий по предупреждению нефтегазопроявлений, а также монтаж на устье скважины исправного запорного оборудования (плашечного и универсального превенторов), применение исправного шарового крана и обратного клапана, качественное цементирование кондуктора от забоя до устья обеспечат стопроцентную надежность объекта в целом.

Используя значения показателей надежности H1=l, Н2=1, Н3=1, Н4=1, получим Н=1.

Следовательно, при строительстве скважин по данному рабочему проекту с соблюдением требований "Правил безопасности...", "Инструкции по предупреждению газонефтево до проявлений и открытых фонтанов..." и других нормативных документов вероятность наступления события (неуправляемого фонтана) низка, т.е. степень риска стремится к нулю.

Для выполнения количественной оценки риска всех остальных видов аварий, которые могут случиться при строительстве скважин по данному рабочему проекту воспользуемся статистическими данными таблицы 1.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 256

6. Оценка риска аварий при строительстве нефтяных скважин

Результаты оценки риска.

−более 1 раза в год - частый;

−1-10-2 раз в год - вероятный;

−10-2-10-4 раз в год - возможный;

−10-4-10-6 раз в год - редкий;

−практически невероятный - менее одного раза в миллион лет.

Данные по рискам с частотами редкими и практически невероятными не рассматриваются.

Оценка риска выполнена по матрице « вероятность - тяжесть последствий». При этом

выделялось 4 категории отказов.

В - желателен количественный анализ риска или требуется принятие определенных мер безопасности;

С - рекомендуется качественный анализ риска или принятие некоторых мер безопасности;

Д - проведение анализа не требуется.

В результате анализа установлено, что отказы, имеющие степень риска категории « А» отсутствуют.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 257

Результаты определения степени риска.

Проектом предусмотрено строительство 5 горизонтальных скважин, длина которых составляет 3372 м – пилотный ствол и 4332 м – эксплуатационная колонна. Примерную вероятность возникновения аварий при строительстве всех проектных скважин можно определить с помощью выражения:

Рав = Кав × Н /1000

где: Рав - вероятность возникновения аварий на проектной скважине;

Кав - коэффициент аварийности (количество аварий на 1000 м проходки, см. таблицу 1);

Н=5203*5=26015 м - планируемая проходка по проекту.

Расчетные величины вероятностей, приведенные в таблицет 9 соответствуют степени риска возникновения той или иной аварии при строительстве скважин по данному рабочему проекту.

Таблица 8 - Расчетная версия аварий ( по статистическим материалам )

	Вид аварий	Коэффициент	Вероятность
		аварийности	аварии Рав
		Кав
1.	Открытый фонтан	0	0
2.	Нефтегазопроявление	0	0
3.	Заклинка КНБК, отстрел (слом) бурильного инструмента и перебурива-	1,38х10-3	0,036
ние части ствола скважины
4.	Поломка (отворот) бурильного инструмента (ликвидация аварии без	4,13x10-3	0,107
перебуривания ствола скважины)
5.	Заклинки и прихваты КНБК и бурильного инструмента	8,26x10-3	0,215
6.	Оставление шарошек долота на забое и разбуривания их	0,69x10-3	0,017
7.	Аварии с обсадной колонной или хвостовиком (обрыв, заклинка и т.д.)	4,82х10-3	0,126
8.	Аварии с геофизическим кабелем (прибором)	0	0
9.	Слом вала шпинделя забойного двигателя	2,07x10-3	0,054
10. Перебуривание части ствола из-за встречи стволов		0,69x10-3	0,017
11. Прочие аварии (слом ведущей трубы по левому переводнику)		0,69x10-3	0,017

Примечание: Планируемая проходка по проектной документации составляет ~ 26015 м.

7. Анализ неопределенностей результатов оценки риска

По результатам анализа риска катастрофической аварии можно сделать заключение о том, что при стопроцентной надежности запорного оборудования степень риска возникновения открытого (неуправляемого) фонтана стремится к нулю. При рассмотрении статистических данных прошлых лет по табл. 1 за три года не произошло ни одной аварии с открытым фонтаном. Кроме того, на стадии проектирования предусмотрено применение исправного противовыбросового оборудования и выполнение специальных мероприятий, исключающих возникновение нефтегазопроявлений и неуправляемого открытого фонтана. Но, несмотря на вышеперечисленные выводы, вероятность возникновения такой аварии существует, однако степень ее возникновения количественно определить (на стадии проектирования) не представляется возможным. Таким образом, анализируя оценку риска катастрофической аварии, связанной с открытым неуправляемым фонтаном, получаем неопределенный результат: при значении степени риска, равном нулю, не исключается вероятность аварии.

−превышение допустимых нагрузок и сил на буровое оборудование и инструмент;

−нарушение технологических процессов;

−использование неисправного оборудования и инструмента;

−снижение надежности оборудования и несвоевременный контроль его качества;

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 258

−изменение горно-геологических условий бурения по сравнению с проектными данными;

−ошибка обслуживающего персонала (человеческий фактор).

∙пожар излива с тепловым воздействием на людей и окружающую среду;

∙взрыв газовоздушной смеси с воздействием ударной волны на людей и близко расположенные объекты;

∙выброс вредных веществ с последующем токсическим воздействием на людей и окружающую

среду.

Таблица 9 - Индивидуальный риск для территорий проектируемого объекта при воздействии различных опасных факторов в результате аварий

Наименование сооружения	Вид разгерметизации оборудования	Наименование поражающего фактора	-1	Вероятность пребывания человека в зоне поражения	-1
Наименование сооружения	Вид разгерметизации оборудования	Наименование поражающего фактора	Потенциальный риск, год	Вероятность пребывания человека в зоне поражения	Индивидуальный риск, год
		Ударная волна	0,95×10-6	1	0,95×10-6
Устье скважины	разлив	Тепловое излучение	0,5×10-6	1	0,5×10-6
		Токсическое воздействие	0,1×10-7	1	0,1×10-7

В соответствии с ГОСТ Р 12.3.047-98 предельно допустимые значения приемлемого индивидуального пожарного риска для населения составляют:

∙безусловно приемлемый индивидуальный риск – меньше 10-8 год-1;

∙безусловно неприемлемый индивидуальный риск – больше 10-6 год-1.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 259

Количественные показатели коллективного риска при пожаре и взрыве на буровой согласно раздела 5 составляют:

9.Обобщение оценок риска

В настоящем подразделе выполнена оценка надежности запорного оборудования и цементного камня (на стадии проектирования), т.е. тех элементов, которые предотвращают возникновение неуправляемого нефтегазопроявления и открытого неуправляемого фонтана при строительстве скважин по данному рабочему проекту. Кроме того, показана вероятность возникновения критических (некритических) аварий с учетом статистических данных прошлых лет.

Для обобщения оценок риска сложением значений вероятностей аварий (таблица 9) определим общую степень риска аварий: Рав=0,589 Полученное значение Рав говорит о том, что за время строительства проектной скважины может произойти 0,589 аварий.

Для определения возможного материального ущерба на ликвидацию аварий Рав=0,589 при строительстве проектных скважин воспользуемся статистическими данными (таблица 1), т.е. используем фактически понесенные на ликвидацию аварий материальные затраты. Разделив фактически понесенные затраты на количество ликвидируемых аварий (таблица 1) и умножив их на Рав=0,589 получим материальный ущерб в размере ~933429 рублей, который может понести буровое предприятие при строительстве проектной скважины.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 260

10.Рекомендации по уменьшению риска при строительстве скважин.

Анализ риска на этапе:

разработка рекомендаций по уменьшению риска.

Разработка рекомендаций по уменьшению риска является заключительным этапом анализа риска (см. п. 4.5 "Методических указаний").

Первоочередными мерами обеспечения безопасности при строительстве скважины являются меры по предупреждению аварий (см. п. 4.5.5 "Методических указаний").

∙уменьшение вероятности возникновения аварийной ситуации;

∙уменьшение вероятности возникновения неполадки;

∙уменьшение вероятности перерастания неполадки в аварийную ситуацию;

∙меры уменьшения последствий аварии.

Настоящий проект предусматривает использование специального оборудования, устройств, предохранительных средств, средств индивидуальной и коллективной защиты, направленных на реализацию изложенных выше приоритетных направлений.

Важнейшим организационным мероприятием является профессиональная подготовка кадров. Согласно "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" к руководству работами по бурению допускаются лица, имеющие высшее или среднее специальное образование по соответствующей специальности и право на ведение этих работ. Рабочие должны быть обучены при учебном комбинате и к самостоятельной работе при строительстве скважин могут быть допущены только после соответствующего обучения и проверки знаний по безопасному ведению работ и пртивофонтанной безопасности.

Безусловное соблюдение мер техники безопасности, применение предохранительных устройств и средств защиты является важнейшим фактором снижения рисков. Управляющим документом по этому пункту являются "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", неукоснительное соблюдение которых требуется от каждого работника на любой стадии технологического процесса. В настоящем проекте этому вопросу отводятся соответствующие подраздел 8.11-8.16 проекта.

Реализация предусмотренных проектом мероприятий позволит уменьшить вероятность возникновения аварий, неполадок, перерастания неполадок в аварии.

Мероприятия по уменьшению последствий аварий направлены, прежде всего, на локализацию последствий аварии на буровой площадке. В этом аспекте наиболее действенным является оборудование площадки, устройство гидроизолированных амбаров для приема аварийных выбросов загрязняющих веществ, что предусмотрено в проекте строительства буровой площадки.

Ниже (таблица 11) приведены проектные решения или ссылки на них в рабочем проекте, сводящие к минимуму вероятность наступления нефтепроявлений или открытого фонтана (катастрофической аварии). Приведены также основные проектные решения по снижению риска возникновения критических (некритических) аварий (таблица 12) при строительстве скважин по данному рабочему проекту.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 261

Таблица 10 - Основные решения по снижению риска возникновения катастрофической аварии

Событие (процесс), наступление которого с той	Технико-технологические решения проекта де-
или иной вероятностью может привести к ката-	лающие вероятность наступления события рав-
строфической аварии (нефтегазоводопроявле-	ной нулю
нию с переходом в открытый фонтан

1. Отсутствие противодавления на нефтенасыщенные пласты геологического разреза под воздействием гидростатического давления столба бурового раствора

2. Отсутствие противодавления на нефтенасыщенные пласты геологического разреза под воздействием гидростатического давления технологических жидкостей при освоении скважины

3. Возникновение депрессии давления на нефтенасыщенные пласты геологического разреза в процессе бурения и крепления

4. Снижение противодавления на нефтенасыщенные пласты из-за поглощения бурового раствора

5. Вскрытие зон АВПД, не предусмотренных проек-

1.1. Текущий градиент пластового давления уточнен по фактическим замерам в ранее пробуренных поисковых и разведочных скважинах на данной площади.

1.2. Проектная плотность бурового раствора определена в соответствии с п.2.7.3.3. "Правил безопасности..."

(раздел 7.табл. 7.1 проекта).

2.1. Текущий градиент пластового давления уточнен по фактическим замерам в ранее пробуренных поисковых и разведочных скважинах на данной площади.

2.2. Суммарное гидростатическое давление столбов технологических жидкостей в скважине превышает пластовое давление на величину, обеспечивающую выполнение п.2.7.3.3. и 2.9.2. « Правил...» [13] (табл.9.20 проекта).

3.1. Регулярный долив раствора в скважину (поддержание уровня раствора у устья) при спуске и подъеме бурильного инструмента (подраздел 8.12 проекта).

3.2. При затяжках и посадках инструмента проработка ствола (участка) скважины и поддержание оптимальных параметров бурового раствора с целью исключения подъема инструмента с сальником, т.е. свабирования бурильным инструментом (подраздел

8.15).

3.3. Предусмотрена подготовка ствола скважины к спуску и определен режим спуска обсадных колонн (подраздел 9.1.7 проекта).

3.4. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается (подраздел 8.12 проекта)

4.1. Проектная плотность бурового раствора определена в соответствии с п.2.7.3. « Правил ...» ( таблица 7.1 проекта).

4.2. Рекомендовано на практике определять допустимые колебания гидродинамического давления при спуске бурильного инструмента и поддерживать оптимальные реологические свойства раствора и скорости спуска бурильного инструмента, чтобы не вызвать поглощения бурового раствора. В проекте определены скорости спуска и подъема бурильного

инструмента в интервалах пород, склонных к поглощению бурового раствора и к обвалообразованию. (подраздел 8.13 проекта).

4.3. Определены требования к подготовке ствола скважины перед спуском обсадных колонн и определен режим спуска (подраздел 9.7.1 проекта).

5.1. Зон АВПД в данном геологическом разрезе нет

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Приложения		262
Событие (процесс), наступление которого с той		Технико-технологические решения проекта де-
или иной вероятностью может привести к ката-		лающие вероятность наступления события рав-
строфической аварии (нефтегазоводопроявле-			ной нулю
	нию с переходом в открытый фонтан
	том
	6. Возможные газопроявления	6.1.Вероятность газопроявлений равна нулю из-за
		отсутствия в геологическом разрезе газоносных
			пластов
	7. Вероятность открытого фонтана	7.1. Опрессовка, эксплуатационной колонны, це-

ментного кольца за эксплуатационной колонной в соответствии с « Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность»

7.2.Установка на кондуктор и эксплуатационную (техническую) колонну колонной головки

-периодические учебные тревоги; (подраздел 8.12 проекта)

7.3.Установка на эксплуатационную колонну (при бурении под хвостовики) противовыбросового оборудования

7.4.В целях недопущения неисправности превенторного оборудования (отказов плашечных и кольцевого превенторов) предусмотрено:

-опрессовка превенторов вместе с крестовинами и трубными задвижками водой на рабочее давление; - проверка состояния и работоспособности превенторов;

-периодические учебные тревоги; (подраздел 8.12 проекта).

7.5.На буровой предусмотрено иметь:

-два обратных клапана (для бурильного инструмента), один из которых рабочий, другой запасной;

-опрессованную бурильную трубу с диаметром под плашки превентора и переводником под бурильные трубы другого размера с шаровым клапаном (подраздел 8.12 проекта).

7.6.Технологическая оснастка обсадных колонн включает наличие исправного обратного клапана

7.7.Предусмотрено применение высокопрочных и высокогерметичных обсадных труб и смазки типа Русма-1 (Р-402), при спуске обсадных труб в скважину, что предотвращает нарушение целостности колонн при строительстве и эксплуатации скважин (подраздел 9.1.7 проекта).

7.8.В целях предупреждения и своевременной ликвидации аварий и осложнений проектом предусмотрено выполнение требований п.2.8. "Правил безопасности в НиГП" и « Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтя-

ной и газовой промышленности» РД 08-254-98, (подраздел 8.17 проекта)

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 263

Таблица 11 - Основные решения по снижению риска возникновения критических (некритических) аварии

Событие (процесс), наступление	Технико-технологические решения проекта делающие веро-
которого с той или иной вероятно-	ятность наступления события равной нулю
стью может привести к возникнове-
нию аварий

1. Заклинка, прихват КНБК; слом, отворот бурильного

инструмента с перебуриванием (без перебуривания) части ствола скважины

1.1.Проектные параметры бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача и др.) определены в соответствии с п. 2.7.3 "Правил безопасности..." (раздел 7 проекта) и с учетом предупреждения осложнении по всему геологическому разрезу.

1.2. Определены скорости спуска, подъема бурильного инструмента, режим проработки ствола (участка) скважины (подраздел 8.17 проекта).

1.3.Определен состав и размеры элементов КНБК по интервалам

бурения (табл. 8.2).

1.4.Выполнен расчет бурильных колонн по интервалам бурения и приведены коэффициенты запаса прочности (табл. 8.6).

1.5.Выполнен гидравлический расчет режимов бурения по интервалам с необходимой для полной очистки забоя производительностью насосов и достаточной скоростью восходящего потока

(табл. 8.9-8.11).

1.6. Предусмотрено проведение дефектоскопии и опрессовки бурильных труб (подраздел 11 проекта).

1.7.Необходимо выполнение требований "Правил безопасности..."

2.Аварии с обсадной колонной (об- 2.1.Предусмотрена подготовка ствола скважины к спуску и опрерыв, прихват, заклинка и т.д.) делен режим спуска обсадных колонн (подраздел 9.1.7 проекта).

2.2.Предусмотрено применение равнопрочных и герметичных обсадных труб (табл. 9.4), герметизирующих средств (табл. 9.1.7), приведены результаты расчетов обсадных колонн с коэффициен-

тами запаса прочности (табл. 9.5 проекта).

2.3.Проектом предусмотрена обработка бурового раствора смазывающими добавками перед спуском обсадных колонн (табл.

7.5проекта).

3.Оставление шарошек долота (дру- 3.1.Режим бурения, отработку долот рекомендовано контролирогих посторонних предметов) в сквавать с помощью показаний станции геолого-технических исследо-

жине (на забое)

ваний.

3.2.Проектом определено потребное количество элементов КНБК (долот) согласно норм проходки по интервалам бурения (табл. 8.4 проекта).

3.3.Все подвижные элементы (головки, челюсти, сухари, клинья и т.д.), находящихся над устьем скважины ключей (гидравлич. машинные ключи и т.д.) должны быть зафиксированы стопорами, шплинтами и т.д.

ЗАНеобходимо строго выполнять требования "Правил безопасно-

сти..." [4 пункт 2.7.1].

4. Аварии с геофизическим кабелем, 4.1.Значения параметров бурового раствора при проработке и гео физическими приборами промывке ствола скважины необходимо поддерживать согласно

проекту (табл.7.1 и ГТН проекта).

4.2.Проектом предусмотрено производить подготовку (проработку и промывку) ствола скважины к проведению геофизических исследований (каротажей); кроме того, во время каротажа рекомендовано производить проработку и промывку скважины при нахождении скважины без циркуляции более 12час.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7	Приложения	264
Событие (процесс), наступление	Технико-технологические решения проекта делающие веро-
которого с той или иной вероятно-	ятность наступления события равной нулю
стью может привести к возникнове-
нию аварий
	4.3.Сильноискривленные участки ствола скважины при проведе-
	нии геофизических работ спуском приборов на кабеле должны
	быть перекрыты бурильной колонной.
	4.4.Оставление геофизического прибора, спускаемого на кабеле,
	в необсаженном стволе скважины без движения более 5 мин за-
	прещается.
5. Прочие аварии (слом вала забой-	5.1.Проектом предусматривается применение исправных забой-
ного двигателя, слом переводника и	ных двигателей с использованием их на протяжении рабочего ре-
т.д.)	сурса без нарушения технологии его сборки и эксплуатации.

5.2.Предусматривается использование спускаемого оборудования (переводников, инструмента и т.д.) только при наличии паспорта или акта с указанием в нем качественной характеристики, сроков испытания, предельных значений испытания.

5.3.Свинчивание и развинчивание элементов КНБК должны осуществляться в соответствии с рекомендуемыми заводамиизготовителями величинами крутящих моментов.

5.4. Проектом предусмотрена дефектоскопия турбобуров, переводников, калибраторов, центраторов.

Помимо указанных в таблице 11 и таблице 12 проектных решений и тех дополнительных решений, которые приведены в данном рабочем проекте, с целью снижения вероятности возникновения аварий или их последствий до незначительного уровня должны выполняться требования "Правил безопасности...", ПБ 08-624-03, "Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов..." (РД 08-254-98) "Инструкции по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов..." и других нормативных документов.

Представленные в проекте мероприятия имеют как технический, так и организационный характер и обязательны к исполнению при строительстве скважины.

Соблюдение предусмотренных проектом решений и мер как технического, так и технологического характера: при надлежащем их исполнении практически исключает возникновение осложнений и аварий, то есть риск сводится к приемлемому.

Заключение

- при строительстве скважин по данному рабочему проекту при соблюдении требований ныне действующих нормативных документов по безопасному производству буровых работ уровень риска низкий вплоть до незначительного, т.е. допустимый при строительстве

проектных скважин риск является приемлемым.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 265

Список использованной литературы

№4812.

2. Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов.

РД 03-418-01.

3.Потапов А.Г. (ВНИИГАЗ), Гноевых А.Н. (РАО « Газпром»), Пивоваров В.Г. (ВНИИГАЗ). Оценка надежности технических решений рабочих проектов на строительство скважин. М., 2000.

4.О промышленной безопасности опасных производственных объектов. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.97г.

5.Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. ППБ-01-03, МВД РФ, 18.06.2003г.

6.Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. ППБО-85, МВД СССР, 08.08.1985г.

М., 1999-21с.

12.Правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек). ПБ-10-11-92, Госгортехнадзор России, 18.07.94г.

14.Инструкция по проверке технического состояния вышек буровых установок АО « Уралмаш» ( утв. письмом №10-03/277 от 16.07.96 Госгортехнадзора России).

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Приложение Д Расчет проходимости эксплуатационной колонны

Параметр	Ед. изм.			Обозначение					Значение
Исходные данные:
Глубин спуска эксплуатационной колонны	м					L			3135
Диаметр ствола скважины	м				Dдол				0.2159
Наружный диаметр эксплуатационной колонны	м					dн			0.178
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны	м					dв			0.1596
Наружный диаметр муфт эксплуатационной колонны	м					dм			0.192
Наружный диаметр внешних элементов технологической оснастки									0.1877
обсадной колонны в сжатом положении	м				dмах				0.1877
обсадной колонны в сжатом положении	м				dмах
Предел текучести стали обсадных труб	МПа					σt			379
Вес единицы обсадных труб	кг					m			39.1
Наружный диаметр УБТ	м				dнУБТ				0.165
Внутренний диаметр УБТ	м				dвУБТ				0.071
Длина НУБТ	м				НУБТ				9
Толщина стенки эксплуатационной колонны	мм					δ			8
Плотность бурового раствора	кг/м3					ρр			1100
Наружный диаметр бурильных труб	м				dнБТ				0.147
Интенсивность искривления скважины	град/10м					i			1.8
Средний зенитный угол в интервале искривления ствола скважины	град					α			45.00
			I =		π	(dн4 - dв4 )			1.74E-05
Осевой момент инерции труб	м4		I =			(dн4 - dв4 )			1.74E-05
Осевой момент инерции труб	м4	64
Модуль упругости Юнга	кН/м2					Е			2.06E+08
Вес единицы обсадных труб в растворе	кН	mр = (m -V ´ ρ ) ´9,81´10−3							0.33
Проверка условий проходимости эксплуатационной колонны:				Dдол + dнУБТ
по минимально необходимому диаметру активной наддолотной ча-				Dдол + dнУБТ			>1
	б/р			dн + dв			>1		1.029
сти УБТ	б/р			dн + dв					1.029
по суммарной жесткости КНБК (УБТ, забойного двигателя, опорно-			dнУБТ4 + dвУБТ4					³1
				dн4 + dв4				³1
центрирующих элементов)	б/р			dн4 + dв4					2,159

7.5 Том

Приложения

266

vk.com/club152685050

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

7.5 Том

го угла

Ед. изм.

Обозначение

Значение

Параметр

по зависимости интенсивности искривления ствола скважины от

Dдол + dнУБТ

< i

длины УБТ, установленных над долотом

град/10м

0,0349

× l

0.1621

Расчет допустимой интенсивности искривления скважины в за-

висимости от жесткости колонны и величины среднего зенитно-

mр cosα

D − d

β1 = 1,91×104

− sinα

дол

от жесткости колонны и величины среднего зенитного угла

град/10м

ЕI 0,3

0,1745

3.124

= 1,43×10−3 στ + 5,73(D

− d

)

от прочности обсадной колонны при изгибе

град/10м

dн

дол

3.26

07-ИОС-00-00.Б609

Приложения

267

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 268

Приложение Е Разрешение на применение СВП VARCO

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 269

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 270

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 271

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 272

Приложене Ж Титульный лист группового рабочего проекта на

консервацию, расконсервацию, восстановление и ликвидацию скважин Приобского месторождения

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 273

Приложение И Разрешение на применение IRI E 1700/270

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 274

Приложение К Решение об утверждении заключения экспертизы промышленной

безопасности

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 275

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

vk.com/club152685050

Том 5.7 Приложения 276

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1617 / 1717

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
20.08.2019278.94 Кб22ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ.pdf
#
14.09.20195.75 Mб14Поиски и разведка морскихместорождений нефти и газа.pdf
#
31.08.20197.23 Mб22Поперечная остойчивость.pdf
#
17.08.20191.46 Mб20практика нефть.pdf
#
22.08.2019286.15 Кб4Практика.pdf
#
19.08.201911.05 Mб8Приобское нефть.pdf
#
17.08.2019794.13 Кб17Приток нефти к Формула Дюпюи.pdf
#
24.08.201912.8 Mб20притоков нефти из скважин.pdf
#
15.08.20193.92 Mб12ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ.pdf
#
18.08.2019366.86 Кб6Проблемы качества добываемой в России нефти.pdf
#
15.09.2019551.67 Кб22Программа расчета параметров газгольдера и реактора биоэнергетической станции.pdf