WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

«учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природных ресурсов Направление подготовки (специальность): ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное

учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Направление подготовки (специальность): «Нефтегазовое дело» («Бурение нефтяных и

газовых скважин»)

Кафедра бурения скважин

БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

Тема работы «Технологические решения для строительства эксплуатационной наклонно-направленной с горизонтальным участком скважины глубиной 2665 метров на нефтяном месторождении Иркутской области»

УДК 622.323:622.243.24(571.16) Студент Группа ФИО Подпись Дата 2Б3В Горбачев Владислав Сергеевич Руководитель Должность ФИО Ученая Подпись Дата степень, звание Старший Епихин Антон – преподаватель Владимирович

КОНСУЛЬТАНТЫ:

По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

Должность ФИО Ученая Подпись Дата степень, звание Старший Глызина Татьяна к.х.н .

преподаватель Святославовна По разделу «Социальная ответственность»

Должность ФИО Ученая Подпись Дата степень, звание Грязнова Елена Инженер к.т.н Николаевна

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ:

Зав. кафедрой ФИО Ученая Подпись Дата степень, звание Бурение нефтяных и Ковалев Артем к.т.н .



газовых скважин Владимирович Томск – 2017 г .

ПЛАНИРУЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОБУЧЕНИЯ ПО ООП

Код Результат обучения результата (выпускник должен быть готов) Р1 Приобретение профессиональной эрудиции и широкого кругозора в области математических, естественных и социально-экономических наук и использование их в профессиональной деятельности Р2 Уметь анализировать экологические последствия профессиональной деятельности в совокупности с правовыми, социальными и культурными аспектами и обеспечивать соблюдение безопасных условий труда Р3 Уметь самостоятельно учиться и непрерывно повышать квалификацию в течение всего периода профессиональной деятельности Р4 Грамотно решать профессиональные инженерные задачи с использованием современных образовательных и информационных технологий Р5 Управлять технологическими процессами, эксплуатировать и обслуживать оборудование нефтегазовых объектов Р6 внедрять в практическую деятельность инновационные подходы для достижения конкретных результатов Р7 Эффективно работать индивидуально и в коллективе по междисциплинарной тематике, организовывать работу первичных производственных подразделений, обеспечивать корпоративные интересы и соблюдать корпоративную этику Р8 Осуществлять маркетинговые исследования и участвовать в создании проектов, повышающих эффективность использования ресурсов Р9 Определять, систематизировать и получать необходимые данные для экспериментально-исследовательской деятельности в нефтегазовой отрасли Р10 Планировать, проводить, анализировать, обрабатывать экспериментальные исследования с интерпретацией полученных результатов с использованием современных методов моделирования и компьютерных технологий Р11 Способность применять знания, современные методы и программные средства проектирования для составления проектной и рабочей и технологической документации объектов бурения нефтяных и газовых скважин, добычи, сбора, подготовки, транспорта и хранения углеводородов

–  –  –



Институт природных ресурсов Направление подготовки (специальность): «Нефтегазовое дело» («Бурение нефтяных и газовых скважин») Уровень образования: бакалавриат Кафедра бурения скважин Период выполнения: осенний / весенний семестр 2016/2017 учебного года Форма представления работы: выпускная квалификационная работа

–  –  –

Реферат Выпускная квалификационная работа содержит 108 с., 21 рис., 36 табл., 42 литературных источников, 6 прил .

Ключевые слова: скважина, горизонтальная, нефть, горизонтальнонаправленное бурение, буровая установка, буровой раствор, цементирование .

Объектом исследования является нефтяное месторождение Иркутской области .

Цель работы – проектирование технологических процессов бурения и заканчивания на нефтяном месторождении Иркутской области .

В процессе выполнения выпускной квалификационной работы был разработан технологический проект на строительство эксплуатационной наклонно-направленной с горизонтальным участком скважины глубиной 2665 метров на нефтяном месторождении Иркутской области .

В работе рассмотрена технология горизонтально-направленного бурения для строительства нефтяных и газовых скважин .

В результате исследования были спроектированы технологические решения на строительство скважины, а так же изучен метод горизонтально-направленного бурения и произведена оценка применимости данного метода для условий Восточной Сибири .

Основные конструктивные, технологические и техникоэксплуатационные характеристики разработаны технологические решения по строительств наклонно-направленной скважины с горизонтальным участком длиной 600 метров с фильтром хвостовиком диаметром 114,3мм .

Выпускная квалификационная работа, таблицы и презентация выполнены при помощи офисного пакета приложений Microsoft Office

2010. Графические материалы и приложения выполнены с помощью графической программы «Компас-3DV16» .

Определения, обозначения, сокращения, нормативные ссылки В данной работе применены следующие термины с соответствующими определениями газонефтеводопроявление: Поступление пластового флюида (газ, нефть, вода или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ, создающее опасность выброса бурового раствора (промывочной жидкости) и открытого фонтанирования .

- скважина: Цилиндрическая горная выработка в земной коре, сооружаемая без доступа в неё человека, которая характеризуется относительно небольшим диаметром по сравнению с ее длиной .

В данной работе применены следующие обозначения и сокращения с соответствующими расшифровками:

ГНВП – газонефтеводопроявление;

ГЗД – гидравлический забойный двигатель;

ВЗД – винтовой забойный двигатель;

КНБК – компоновка низа бурильной колонны;

ДРУ – двигатель с регулятором угла;

КБТ – компоновка бурильных труб;

УБТ –утяжеленные бурильные трубы;

КС – калибратор со спиральными лопастями КА – калибратор с прямыми лопастями ПХЦЗ- подвеска хвостовика цементируемая защищенная;





ПГМЦ- пакер гидравлический для манжетного цементирования;

ФСПЩГН – фильтр скважинный проволочно-щелевой с гравийной набивкой;

СНС – статическое напряжение сдвига;

В тексте документа допускается приводить без расшифровки общепринятые сокращения, установленные в национальных стандартах и соответствующие правилам русской орфографии: с. - страница; т.е. - то есть; т.д. - так далее; т.п. - тому подобное; и др. - и другие; в т.ч. - в том числе; пр. - прочие; т.к. - так как; г. - год; гг. - годы; мин. - минимальный;

макс. - максимальный; шт. - штуки; св. - свыше; см. - смотри; включ. включительно и др .

В настоящей работе использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1 .

005-88. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны; СанПиН 2.2.4.548–96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений; ГОСТ 12.1.003-2014 Шум .

Общие требования безопасности; ГОСТ 12.2.003-91. Оборудование производственное. Общие требования безопасности; ГОСТ 12.2.062-81 .

Оборудование производственное. Ограждения защитные (с Изменением N 1); ГОСТ Р 12.1.019-2009 Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты; ГОСТ 12.1.012–2004. Вибрационная безопасность. Общие требования; ГОСТ 12.1.029-80. Средства и методы защиты от шума. Классификация; СН 2.2.4/2.1.8.566-96. Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий;

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»; РД 39Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше; ГОСТ Р 55710-2013 ССБТ. Освещение рабочих мест внутри зданий. Нормы и методы измерений .

Оглавление

1. Общая и геологическая часть

1.1 Геологические условия бурения

1.2 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

1.3 Зоны возможных осложнений

2. Технологическая часть

2.1. Обоснование и расчет профиля скважины

2.2. Обоснование конструкции скважины

2.2.1. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

2.2.2. Построение совмещенного графика давлений

2.2.3. Определение числа обсадных колонн и глубин их спуска

2.2.4. Выбор интервалов цементирования

2.2.5. Расчет диаметров скважины и обсадных колонн

2.2.6. Разработка схем обвязки устья скважины

2.3. Углубление скважины

2.3.1. Выбор способа бурения по интервалам

2.3.2. Выбор породоразрушающего инструмента

2.3.3. Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород

2.3.4. Расчет частоты вращения долота

2.3.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя

2.3.6. Расчет требуемого расхода бурового раствора

2.3.7. Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

2.3.8. Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов

2.3.9. Выбор гидравлической программы промывки скважины

2.4.1. Расчет обсадных колонн

2.4.1.1. Расчет наружных избыточных давлений

2.4.1.2. Расчет внутренних избыточных давлений

2.4.1.3. Конструирование обсадной колонны по длине

2.4.2. Расчет процессов цементирования скважины

2.4.2.1. Выбор способа цементирования обсадных колонн

2.4.2.2. Расчет объема тампонажной смеси и количество составных компонентов

2.4.2.3. Обосование типа и расчет объема буферной, продавочной жидкости

2.4.2.4. Гидравлический расчет цементирования скважины

2.4.2.4.1. Выбор типа и расчет необходимого количества цементировочного оборудования

2.4.2.4.2. Расчет режима закачки и продавки тампонажной смеси

2.4.3. Выбор технологической оснастки обсадных колонн

2.4.4. Проектирование процессов испытания и освоения скважин

2.5. Выбор буровой установки

3. Специальная часть

3.1 История и опыт ГНБ. Место ГНБ в современной промышленности. Оценка экономической эффективности ГНБ.

3.2 Оборудование для ГНБ

3.3 Особенности технологии ГНБ при строительстве скважин на нефть и газ

3.4 Установка для горизонтального бурения

3.5 Возможности применения установки

4. Организационно-экономическая часть

4.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия, анализ деятельности предприятия

4.2 Расчет нормативной продолжительности сооружения скважины

4.3 Разработка календарного план – графика строительства скважины

4.4 Расчет сметной стоимости сооружения скважины

4.5 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению техникоэкономических показателей

5 Социальная ответственность при строительстве эксплуатационной наклонно-направленной с горизонтальным участком скважины на нефтяном месторождении (Иркутская область).

5.1 Производственная безопасность

5.1.1 Характеристика вредных факторов изучаемой производственной среды

5.1.2 Характеристика опасных факторов изучаемой производственной среды

5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

5.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности

5.4.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства

5.2. Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны исследователя

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Введение

На сегодняшний день роль нефтяных и газовых скважин чрезмерно значима. Это связано с тем, что нефть и газ являются важнейшим ресурсом для всего мира в течение длительного времени. Основными областями использования углеводородных ресурсов являются производство моторного и энергетического топлива, масел, нефтехимического сырья .

Строительство скважины является основным этапом в процессе добычи нефти и газа. Именно от качества скважины зависит то, сколько в конечном итоге будет возможно добыть нефти или газа из недр. При бурении необходимо обеспечить качественное и наиболее целесообразное проектирование техники и технологий строительства скважины, соответствие фактического профиля скважины проектному, качественное вскрытие продуктивного пласта, отсутствие аварий и осложнений, качественное цементирование ствола скважины .

В данной работе представлено проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть в Катаганском районе, Иркутской области. Данный проект включает в себя проектирование всех основных технических и технологических аспектов в процессе строительства скважины .

–  –  –

Интервал 1400-2665 м в большей части сложен алевролитами, доломитами и известняками, которые имеют высокую твердость. Поэтому в данном интервале необходимо использовать породоразрушающие инструменты, позволяющие бурить крепкие и твердые породы .

На всех интервалах бурения несовместимые условия по бурению исходя из градиентов пластового давления и давления гидроразрыва отсутствуют. Что избавляет от необходимости спуска дополнительной обсадной колонны. Забойные температуры в интервале продуктивного пласта достигают 37 градусов, что облегчает выбор рецептуры цементного раствора .

В интервалах 747-1335 м, 1445-1595 м, 1905-2010 м, 2063-2240 м, 2305-2355 м присутствуют соленые отложения, поэтому необходимо проектирование минерализованных буровых растворов, чтобы предотвратить осложнения, связанные с наличием солей. Следует отметить, что необходимо применение коррозионностойких тампонажных растворов из-за наличия высокоминерализованных водоносных горизонтов .

1.2 Характеристика газонефтеводоносности месторождения Характеристика газонефтеводоности месторождения представлена в приложении Б .

Краткая характеристика флюидосодержащих пластов Разрез представлен 5 водоносными, 2 нефтеносными и 2 газоносными пластами. Скважина проектируется для эксплуатации интервала 2663-2665 м. (нефтеносный) горизонтальным стволом, поскольку он обладает наибольшим ожидаемым дебитом. Так же конструкция скважины проектируется так, что перебуриваются все флюидонасыщенные пласты для обеспечения возможности их дальнейшей эксплуатации. Для обеспечения района бурения питьевой и технической водой проектируется вертикальная скважина глубиной 250 м для эксплуатации водоносного горизонта 0-202 м .

1.3 Зоны возможных осложнений Возможные осложения по разрезу скважины представлены в приложении В .

Краткая характеристика возможных осложнений В разрезе представлен ряд интервалов, в которых возможно возникновение осложнений в процессе бурения. Самыми распространенными являются поглощения, в интервалах 182-202 м и 580возможны высокоинтенсивные поглощения бурового раствора .

Следовательно, необходимо запроектировать использование наполнителей бурового раствора .

В интервале 202-653 м ожидаются осыпи и обвалы стенок скважины. Поэтому необходимо поддерживать оптимальную плотность раствора и низкую водоотдачу, а так же делать проработку и промывку скважины .

Интервалы 202-653, 747-1335 и 2195-2240 м характеризуются наличием прихватоопасных зон, что означает необходимость бурить с минимальной вязкостью и СНС бурового раствора, ввести смазочные добавки в буровой раствор. СПО вести с ограничением скорости, не допуская затяжек и посадок бурильного инструмента, а так же ограничить время по оставлению инструмента в скважине без движения не более 30 минут .

2. Технологическая часть

2.1. Обоснование и расчет профиля скважины Учитывая исходные данные на бурение наилучшим решением для вывода скважины в требуемую точку пласта является проектирование восьмиинтервального профиля скважины. В таблице 1 представлены данные по профилю скважины. На рисунке 1 представлен профиль скважины .

–  –  –

2.2. Обоснование конструкции скважины 2.2.1. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя Исходя из того, что коллектор поровый с однородным градиентом давления, высокопроницаемый, литологически однородный, то выбирается конструкция забоя открытого типа с фильтром-хвостовиком для предотвращения выноса песка диаметром 114мм. Так как имеются близко расположенные водонапорные горизонты, то необходимо манжентое цементирование хвостовика [2]. Конструкция забоя представлена на рисунке 2 .

Рисунок 2 – Конструкция забоя открытого типа Для предотвращения выноса песка выбирается фильтр скважинный проволочно-щелевой с гравийной набивкой ФСПЩГН [21] .

Выбирается тип подвесного устройства ПХЦЗ1 114/168, которое сочетает в себе: якорь, гидромеханический пакер, гидравлический и механический разъеденитель [22] .

Для проведения манжетного цементирования выбирается пакер гидравлический манжетного цементирования ПГМЦ6 114. Данный пакер позволит зацементировать интервал хвостовика от продуктивного пласта до подвесного устройства [22] .

2.2.2. Построение совмещенного графика давлений Для определения конструкции скважины и необходимости установки промежуточных колонн необходимо построение графика совмещённых давлений. В таблице 2 представлен график совмещённых давлений

–  –  –

Спуск направления будет осуществляться в интервале 0-20 м. Из условия перекрытия четвертичных отложений на 10 м ниже их окончания .

Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий: перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора; установку на устье противовыбросового оборудования; при наличии несовместимых интервалов возможность их разделения. Согласно расчетам, глубина спуска кондуктора составляет 844 м. Спуск кондуктора будет осуществляться на интервале 0-900 м .

Спуск эксплуатационной колонны провести на интервале 0-2650 м .

Спуск хвостовика осуществляется на интервале 2650-2665 м [2] .

2.2.4. Выбор интервалов цементирования Кондуктор и направление цементируются на всю длину, а эксплуатационная колонна цементируется с перекрытием башмака кондуктора на 150 м, в соответствии правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности поскольку скважина нефтяная. Хвостовик цементируется с перекрытием на 75м башмака эксплуатационной колонны [2] .

2.2.5. Расчет диаметров скважины и обсадных колонн Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизувверх. При этом исходным является диаметр хвостовика, который дан в задании на проектирование и равен 114,3 мм [2] .

В таблице 3 представлена конструкция скважины .

–  –  –

2.3.3. Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород В таблице 6 представлено проектирование осевой нагрузки по интервалам бурения. Для всех интервалов бурения, принимались осевые нагрузки на основе статистических, аналитических и допустимых нагрузок на долото [1] .

–  –  –

2.3.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя Для интервала бурения под кондуктор проектируется винтовой забойный двигатель ДРУ-240РС, для интервала бурения под эксплуатационную колонну проектируется винтовой забойный двигатель ДРУ2-172РС, для бурения интервала под хвостовик проектируется ДРУ1-120РС. Все запроектированные винтовые забойные двигатели имеют регулировку угла перекоса, что позволяет бурить как наклонно-направленные, так и прямолинейные интервалы и обеспечивает высокий рабочий момент на долоте, что актуально при разрушении твердых горных пород, которые так же соответствует всем необходимым требованиям [1;3]. В таблице 8 представлено проектирование параметров забойного двигателя по интервалам бурения. В таблице 9 представлены технические характеристики запроектированных забойных двигателей [23] .

–  –  –

2.3.8. Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов Промывочная жидкость играет важную роль для эффективного бурении скважин. Она очищает забой скважину от шлама и транспортирует его на поверхность, охлаждает породоразрушающий инструмент, передает энергию от насосов к гидравлическому забойному двигателю, а также выполняет ряд других важных функций, необходимых для качественного бурения .

Направление Верхняя часть разреза скважины представлена четвертичными отложениями. Для бурения этого интервала будет применяться вязкий бентонитовый раствор с умеренной водоотдачей .

Кондуктор Для бурения интервала под кондуктор будет применен полимерглинистый буровой раствор. Раствор будет иметь низкий показатель фильтрации, что предотвратит размачивание аргиллитов и предотвратит осыпи и обвалы .

Эксплуатационная колонна и хвостовик Для бурения интервалов под эксплуатационную колонну и хвостовик будет использоваться биополимерный буровой раствор. Данный буровой раствор позволит снизить негативное воздействие на продуктивный пласт .

Для очистки бурового раствора проектируется четырехступенчатая система очистки, которая включает отечественное и импортное оборудование, которое обеспечит наилучшую очистку раствора от выбуренной горной породы .

Запроектированные параметры буровых растворов по интервалам бурения приведены в таблице 16. В таблице 17 представлен компонентный состав бурового раствора, а на рисунке 4 приведена схема очистки бурового раствора .

–  –  –

2.4.1.1. Расчет наружных избыточных давлений 1 случай: при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении На рисунке 4 представлена схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны .

Рисунок 4 – Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении В таблице 21 представлены результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении .

Таблица 21 – Результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении Номер точки 1 2 3 4 5 Глубина расположения точки, м 0 750 2287 2647 2650 Наружное избыточное давление, МПа 0 0,73 8,20 11,33 11,33 В связи с тем, что внутреннее давление в конце эксплуатации флюида меньше давления при испытании обсадных колонн на герметичность путем снижения уровня жидкости, наиболее опасным является случай в конце эксплуатации [2] .

–  –  –

На рисунке 5 представлена схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны .

Рисунок 5 – Схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины В таблице 22 представлены результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении .

Таблица 22 – Результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке в конце эксплуатации Номер точки 1 2 3 4 5 Глубина расположения точки, м 0 750 1777 2287 2650 Наружное избыточное давление, МПа 0 8,09 19,42 21,55 24,14 Эпюра наружных избыточных давлений представлена в таблице Д.1 приложения Д .

2.4.1.2. Расчет внутренних избыточных давлений 1 случай: при цементировании в конце продавки тампонажного раствора На рисунке 6 представлена схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны .



Максимальное давление в цементировочной головке Рцг составляет 20,78 Мпа. В таблице 23 представлены результаты расчета внутренних избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора [2] .

–  –  –

2.4.2.4. Гидравлический расчет цементирования скважины 2.4.2.4.1. Выбор типа и расчет необходимого количества цементировочного оборудования На рисунке 8 приведена спроектированная технологическая схема цементирования скважины с применением осреднительной емкости [2] .

Рисунок 8 - Технологическая схема обвязки цементировочного оборудования: 1 – цементосмесительная машина УС6-30; 2 – бачок затворения;

3 – цементировочный агрегат ЦА-320М; 4 – осреднительная емкость УО-16; 5 – цементировочный агрегат ЦА-320М (резервный); 6 – подводящая водяная линия; 7 – автоцистерна; 8 – станция КСКЦ 01; 9 – блок манифольдов СИН-43;

10 – устье скважины .

2.4.2.4.2. Расчет режима закачки и продавки тампонажной смеси График изменения давления на цементировочной головке представлен на рисунке 9 [2] .

–  –  –

ЦПН-168/216 2303-2713 51 ЦПН-168/216 0-2303 40 2.4.4. Проектирование процессов испытания и освоения скважин Для того чтобы получить поступление флюида из продуктивного горизонта, необходимо снизить давление в скважине значительно ниже пластового. Одним из таких наиболее распространенных на сегодня методов является свабирование. Сваб представляет собой трубу (патрубок), в верхней части которой расположен клапан, открывающийся вверх. Конструкция сваба представлена на рисунке 10. Сваб опускается в колонну НКТ на тонком стальном канате. Уплотнение пространства между свабом и внутренним диаметром НКТ осуществляется 3-4 резиновыми манжетами, армированными проволочной сеткой. Сваб движется вниз под действием груза, прикрепленного к его низу. При этом клапан открывается и жидкость, находящаяся в колонне НКТ, свободно проходит в пространство выше сваба. При движении сваба вверх клапан закрывается и зашедшая жидкость выталкивается на поверхность .

Тонкий стальной канат, на котором закреплен сваб, наматывается на барабан лебедки. Глубина погружения сваба под уровень жидкости зависит от прочности каната, мощности лебедки и обычно составляет 250 - 300 м (не более 500м). На рисунке 11 представлен процесс свабирования скважины .

–  –  –

3. Специальная часть Технология горизонтально-направленного бурения и перспективы применения данной технологии на территории Восточной Сибири .

3.1 История и опыт ГНБ. Место ГНБ в современной промышленности. Оценка экономической эффективности ГНБ .

Метод ГНБ впервые разработан и успешно реализован в отечественной практике в начале 50-х гг. Первый этап развития этого метода распространяется с 1950 по 1960 гг. (первый опыт бурения в СССР). Первые экспериментальные работы (по методу А. М. Григоряна) были успешно осуществлены в 1952— 1953 гг. на Карташевском месторождении в Башкирии, когда была сооружена первая горизонтально -разветвленная скважина № 66/45 (рис. 1). В этой скважине почти 80 % всей проходки было пройдено непосредственно по продуктивному пласту. Скважина имела 10 резко искривленных стволов. При ее вертикальной глубине 600 м общая протяженность скважины составила 1993 м, из которых 1768 м было пройдено непосредственно по продуктивному пласту. Максимальное расстояние между забоями составило 322 м, а наиболее протяженный горизонтальный ствол имел длину 168 м. Дебит нефти составил 120 т/сут, в том время как средний дебит по вертикальным скважинам на этом месторождении составил 7 т/сут. Правда, скорость бурения была ниже в 1,2 раза и бурение дороже в 1,5 раза, но при этом дебит был выше в 17 раз .

Рисунок 12 – Первая горизонтально-разветвленная скважина №66/45 Второй этап развития бурения охватывает 1961—1978 гг. До 1970 г. во ВНИИБТ под руководством А. М. Григоряна группой специалистов была разработана теория бурения таких скважин и эффективная технология их проводки. А. М. Григорян подвел итог этим работам в своей монографии, которую выпустил в 1969 г. Во ВНИИБТ в это время был разработан и создан целый ряд технических средств, которые успешно были применены при бурении ГС и РГС в Самарской области, на Западной Украине, Восточной Сибири Семидесятые годы — начало промышленного бурения ГС за рубежом .

Лидером бурения ГС стал Французский институт нефти (ФИН), специалисты которого взяли за основу исследования советских ученых - нефтяников в области бурения и разработки нефтяных месторождений с помощью ГС и многозабойных скважин (МЗС), а также фирма "Эльф-Акитен" .

В связи с определенной технической и технологической сложностью строительства ГС зарубежными фирмами были резко увеличены ассигнования на научно-исследовательские работы по горизонтальному бурению. За короткие сроки были сконструированы, прошли промышленные испытания и появились на рынке новые забойные двигатели, долота, телесистемы и другое оборудование, позволяющее достигнуть высоких технико-экономических показателей при бурении ГС. Была решена проблема проведения геофизических исследований в горизонтальных стволах. В нашей стране в это время резко увеличилась добыча относительно дешевой нефти в Западной Сибири, что отрицательно повлияло на развитие и применение технологий ГС. .

С 1978—1979 гг. начинается третий этап. В эти годы резко возрастает интерес к бурению ГС в США, так как этот вид бурения становится экономически выгодным с использованием даже обычного, традиционного оборудования. Опыт эксплуатации ГС на нескольких месторождениях уже к 1982 г. показал, что они обладают большими потенциальными возможностями для обеспечения наиболее полного извлечения из недр углеводородов особенно там, где традиционные методы не дают эффекта, т.е. мало применимы .

Большие работы по внедрению бурения ГС начались в шельфовой зоне Северного моря. Развитие работ во Франции в эти годы стимулируются необходимостью разработки нефтяных месторождений Лак-Супериор и Кастера-Му (глубина 3 км), а также шельфового месторождения Распо-Маре (Италия), расположенного на Адриатике, где высоковязкая нефть находилась в карстовых ловушках. В это время фирма "Эльф-Акитен" устанавливает рекорды. Им удается пробурить скважину с длиной горизонтального ствола в 2 км и достичь 15-кратного увеличения дебита на одной из ГС месторождения Распо-Маре по сравнению с соседними вертикальными скважинами .

Четвертый этап начался в 1985—1986 гг. Центр бурения ГС уверенно переместился в США. Успехи фирмы "Эльф-Акитен" вызвали огромный интерес многих нефтяных фирм США. Начинается активное разбуривание горизонтальными скважинами месторождения Прадхо Бей, сложенного низкопроницаемыми известняками. Резко возросли объемы бурения ГС в шельфовой зоне Северного моря (Дания, Норвегия, Англия) .

К 1989 г. в США пробурено уже 51 ГС и 30—в Европе. На 12-м Международном нефтяном конгрессе в Хьюстоне (1987 г.) значительное число докладов было посвящено бурению ГС и результатам их использования для разработки нефтяных и газовых месторождений. В сводном докладе, представленном на Конгрессе французскими и американскими специалистами было предложено осуществлять бурение ГС по трем методам: с малым (6-45 м), средним (40-100 м) и большим (300-600 м) радиусами кривизны .

При строительстве ГС достигнуты высокие результаты в технике и технологии бурения и, особенно, в телеметрическом контроле за траекторией ствола скважины. Максимальная длина горизонтального участка скважины при этом в Калифорнии достигла 3865 м. В 1990 г. в США благодаря горизонтальным скважинам добывалось дополнительно 16 тыс. т нефти в сутки. Бурением ГС занимается свыше 50 фирм и компаний в более чем 20 странах мира. Основные из них — "Стандарт-Ойл" (Норвегия), "Арко" (Дания), "Истмен Кристенсен" (США), "Пройсаг" (ФРГ), "Тедси", "Бритиш Петролеум" (Англия), "Эльф-Акитен" (Франция), "Эльф-Италия", "Сперисан"(США), "Анадрилл"(США) и др. .

По данным производственных нефтяных организаций дебит освоенных скважин в 3-10 раза превышает дебит соседних вертикальных и наклонных скважин. За последние годы в соответствии с программой "Горизонт" организовано бурение ГС в ПО Саратовнефтегаз, Башнефть, Татнефть, Нижневолжскнефть, Коминефть, Сахалинморнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз, Томскнефть, Пермнефть и др .

Минерально-сырьевые проблемы в конце XX и в начале XXI века становятся острейшими глобальными. За последние 20 лет средние запасы новых месторождений уменьшились в 4 раза, доля крупных месторождений среди вновь открываемых снизилась с 15 до 10 %, ухудшаются коллекторские свойства продуктивных отложений и качественный состав насыщающих их флюидов. Существенно осложнились геологические условия на объектах проведения поисковых и разведочных работ. В большинстве регионов ресурсы нефти и газа до глубины 2,5-3 км уже разведаны и многие из них давно эксплуатируются .

Из-за несовершенства техники и технологии в недрах остается большое количество полезных ископаемых. При этом самым низким коэффициентом извлечения характеризуются нефтегазовые месторождения. Из мировой практики известно, что нефтеотдача этих месторождений не превышает 30-40 % .

При разработке месторождений применяются различные методы воздействия на пласт: законтурное и внутриконтурное заводнение пластов, тепловые и физико-химические методы, гидроразрыв пласта и так далее;

несмотря на это, в среднем более половины геологических запасов нефти остаются неизвлеченными .

Разбуривание нефтяных и газовых месторождений наклонным способом и особенно горизонтальными (ГС) и разветвленно - горизонтальными скважинами (РГС) является эффективным методом формирования оптимальной системы разработки, а также восстановления продуктивности месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Вскрытие продуктивной толщи горизонтальными и разветвленно-горизонтальными стволами скважин увеличивает площадь фильтрации, исключает возможность поступления воды в процессе эксплуатации и оно особенно эффективно для низкопроницаемых коллекторов, а также коллекторов с вертикальной трещиноватостью .

Уровень бурения горизонтальных скважин на территории Российской Федерации в последнее время начинает существенно увеличиваться.

Можно выделить несколько причин, по которым метод ГНБ становится все более популярным:

Эффективность при разработке коллекторов, имеющих трещины с горизонтальной проницаемостью .

Позволяет повысить темпы отбора нефти, по сравнению с системами вертикальных скважин, в 3-5 раз .

Увеличение дебита скважин в связи с увеличением фильтрационной поверхности .

Позволяет сократить сроки полной разработки месторождения Увеличение проницаемости пласта за счёт пересечения естественных вертикальных трещин .

Сокращение общего числа скважин при разработке месторождения .

Обеспечение разработки продуктивных пластов под руслами рек, озёр, гор и др .

На сегодняшний день, в условиях сложной экономической ситуации, связанной с кризисом и санкциями, нефтедобывающие компании всё чаше начинают задумываться о рентабельности строения горизонтальных скважин .

Непосредственные затраты при строительстве горизонтальных скважин и зарезке боковых стволов, конечно, выше, чем при разработке месторождений наклонными и вертикальными скважинами, но если проследить всю цепочку затрат, а главное, отдачу от вложений, то горизонтальное бурение экономически целесообразно. В качестве примера можно рассмотреть динамику бурения скважин на Ромашкинском месторождении. После 2010 года график свидетельствует о широком распространении бурения горизонтальных скважин и горизонтальных боковых стволов (рис. 13) .

Рисунок 13 – Динамика бурения скважин на Ромашкинском месторождении .

Еще одним немаловажным фактором, который заставляет добывающие компании пересматривать свои подходы к разработке месторождений, является рост доли добычи трудноизвлекаемых запасов. Соответственно появляется спрос на горизонтальное бурение, которое прекрасно справляется с задачей извлечения как трудноизвлекаемых запасов, так и высоковязких нефтей, запасы которых в нашей стране достигают порядка 8,8 млрд тонн. Таким образом, основным трендом на рынке нефтегазовых услуг стало резкое наращивание объемов горизонтального бурения. На 2014 год на ГНБ пришлось практически 30% от всего объема проходки, причем в 2012 году его доля была меньше 20% (Рис. 14) .

Рисунок 14 – Динамика объема горизонтального бурения в России в 2005-2014 гг .

Несмотря на общий негативный тренд прироста объемов бурения, проходка горизонтальных скважин имеет положительный прирост. По прогнозам экспертов положительный прирост объема проходки ГНБ ожидается вплоть до 2020 года за счет внедрения новых перспективных технологий, которые позволят сократить сроки строительства скважин и повысить эффективность бурения .

3.2 Оборудование для ГНБ Для искусственного искривления скважин в требуемом направлении используются различные технические средства, называемые отклонителями .

При роторном бурении технические средства и технология искусственного искривления более сложны, поэтому чаще используются отклонители с забойными двигателями. Далее рассматриваются только такие отклонители. С их помощью на породоразрушающем инструменте создается отклоняющая сила, или между осью скважины и осью породоразрушающего инструмента возникает некоторый угол перекоса. Зачастую эти отклоняющие факторы действуют совместно, но какой-либо из них имеет превалирующее значение .

При этом доказано, что для любой отклоняющей компоновки при отсутствии прогиба турбобура и разработки ствола скважины при любых соотношениях диаметров долота и турбобура, искривление ствола вследствие фрезерования стенки скважины в 4,84 раза больше, чем в результате асимметричного разрушения забоя. Если происходит прогиб забойного двигателя, то доля искривления ствола за счет асимметричного разрушения породы на забое будет еще меньше .

Кривой переводник включается в компоновку между забойным двигателем и УБТ. В результате большой жесткости УБТ в забойном двигателе возникает изгиб, и на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила .

Величина ее существенно зависит от длины и жесткости забойного двигателя, поэтому кривые переводники используются с односекционными или укороченными турбобурами и винтовыми забойными двигателями .

Интенсивность искривления скважины при применении кривых переводников зависит от угла перекоса резьб, геометрических, жесткостных и весовых характеристик компоновки, режима бурения, фрезерующей способности долота, физико-механических свойств горных пород, зенитного угла скважины. Поэтому она колеблется в широких пределах от 1 до 6 град/10 м., (рис. 15) .

Максимальный зенитный угол, который может быть достигнут при применении кривого переводника с односекционным турбобуром, составляет 40-45°. При необходимости достижения больших зенитных углов следует использовать укороченные или короткие забойные двигатели .

Бесспорным преимуществам кривого переводника относится его простота, однако при его использовании ухудшаются условия работы забойного двигателя за счет упругой деформации, интенсивность искривления из-за указанных выше факторов колеблется в широких пределах, породоразрушающий инструмент из-за наличия отклоняющей силы работает в более тяжелых условиях Рисунок 15 – Принципиальная схема кривого переводника с изменяющимся углом Турбинные отклонители серии ТО (рис. 16) состоят из турбинной 1 и шпиндельной 2 секций. Корпуса секций соединяются между собой кривым переводником 3, позволяющим передавать осевую нагрузку. Крутящий момент от вала турбинной секции к валу шпинделя, располагающихся под углом друг к другу, передается кулачковым шарниром 4 .

Угол перекоса резьб переводника серийно выпускаемых турбинных отклонителей составляет 1,5°, а диаметр корпуса 172, 195 и 240 мм .

Интенсивность искривления ствола при их применении доходит до 3 град/10 м .

Преимуществами турбинных отклонителей являются приближение кривого переводника к забою скважины, в результате чего искривление ствола имеет более стабильный характер, мало зависящее от физико-механических свойств пород и технологии бурения. Использование нескольких турбинных секций (отклонители серии ОТС) позволяет увеличивать мощность и крутящий момент на долоте и применять такие отклонители в скважинах малого диаметра, т. е. там, где обычные кривые переводники не дают желаемых результатов .

Существенным недостатком турбинных отклонителей является малый моторесурс кулачкового шарнира, соединяющего валы шпиндельной и турбинной секций. Этого недостатка в некоторой степени лишены шпиндельотклонители (рис. 16), у которых кривой переводник 1 включен в разъемный корпус 2 шпинделя, а вал изготавливается составным, соединенным кулачковыми полумуфтами 3. Такая конструкция отклонителя позволяет разгрузить полумуфты от гидравлических нагрузок и увеличить долговечность узлов по сравнению с турбинными отклонителями. Шпиндель-отклонители можно эксплуатировать вместо обычного шпинделя с любым секционным турбобуром .

Рисунок 16 – Типы отклонителей: а – шпиндельный отклонитель, б – турбинный отклонитель, в – отклонитель с насадкой Угол перекоса кривого переводника серийно выпускаемых шпиндельотклонителей составляет 1°30', а наружный диаметр – 195 и 240 мм. За счет приближе-ния кривого переводника к забою повышается отклоняющая способность и стабиль-ность искривления скважины .

Наиболее простым в изготовлении является отклонитель с эксцентричной накладкой, показанный на рис. 16. В этом случае на шпинделе или корпусе забойного двигателя приваривается накладка. В результате на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила и происходит искривление скважины. При применении отклонителей с накладкой искривления скважины наиболее стабильно по сравнению с другими отклонителями. В отличии от обычных кривых переводников с увеличением зенитного угла скважины отклоняющая способность отклонителя накладкой не уменьшается. Он может быть использован с любым забойным двигателем .

Однако следует отметить и существенный недостаток – «зависание»

инструмента в процессе бурения в результате трения накладки о породу. В ряде случаев, особенно в крепких породах, отмечается снижение механической скорости бурения до 50 %. Для уменьшения влияния этого фактора края накладки выполняются скошенными, она облицовывается резиной, однако проблема «зависания» сохраняется .

Разновидностью отклонителя с накладкой, позволяющей в какой-то мере избавиться от этого недостатка, является упругий отклонитель. Он представляет собой накладку на шпинделе турбобура, опирающуюся на резиновую рессору. В случае «зависания» или заклинивания инструмента происходит прогиб рессоры, что способствует свободному проходу отклонителя по скважине. Изменяя толщину рессоры, можно регулировать интенсивность искривления скважины .

Рисунок 17 – Система управления в процессе бурения

Для повышение интенсивности и стабильности искривления в ряде случаев в компоновку низа бурильной колонны включается два отклонителя, например, шпиндель-отклонитель с винтовым забойным двигателем и обычный кривой переводник. При этом, естественно, направления действия отклонителей должны совпадать .

При применении всех описанных выше отклонителей после искривления скважины на требуемую величину производится замена компоновки независимо от степени износа породоразрушающего инструмента. Для сокращения затрат времени возможно бурение компоновкой с отклонителем с одновременным вращением колонны бурильных труб ротором. Наиболее пригодным для этих целей является отклонитель с эксцентричной накладкой, т .

к. при использовании других отклонителей происходит быстрый износ забойных двигателей. При этом следует отметить увеличение диаметра скважины до 10 % от номинального .

Для регулирования интенсивности искривления в процессе бурения без подъема инструмента предложено несколько конструкций отклонителей .

Система управления в процессе бурения (рис. 17), состоит из: долота ;

управляемого гидравлического забойного двигателя; стабилизатор и системы контроля направления, которая контролирует и передает к поверхности азимут скважины, наклон передней поверхности в режиме реального времени .

Компоненты:

а) Буровое долото: рехшарошечные долота или долотами типа PDC, обычно PDC для уменьшения спуко-подъемные операции по его замене;

б) Забойный двигатель: вращает только долото, возможность ориентированного бурения;

с) Навигацоннна Sub-система: конвертирует забойный двигатель в Steerable-управляемый двигатель, наклоняя долото под предопределенным углом;

д) Навигационные Стабилизаторы: направление движения компоновки;

–  –  –

Винтовые забойные двигатели типа ДГ (рис. 18) предназначены для бурения горизонтальных скважин в том числе с малым радиусом искривления .

В горизонтальном бурении используются ВЗД типа ДГ благодаря их преимуществам по сравнению с турбобурами. В частности меньшая зависимость от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя .

Это позволяет сконструировать силовую секцию длиной 1-2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей .

Основные особенности ДГ:

Уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секций, при этом силовая секция двухшаговая, что обеспечивает необходимую мощность;

Уменьшенный наружный диаметр, что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД .

–  –  –

Многообразие механизмов искривления корпуса, что позволяет использовать различные технологии проводки скважин;

Возможность размещения на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов;

–  –  –

Винтовой двигатель типа ДГ-108 состоит из: 1- переводник верхний; 2- ротор в сборе; 3- статор; 4- вал гибкий; 5- шарнир; 6- корпус шпинделя; 7- опора осевая; 8- опора радиальная; 9- переводник наддолотный .

3.3 Особенности технологии ГНБ при строительстве скважин на нефть и газ Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка. Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола скважины от ее устья до точки с заданными координатами на кровле или непосредственно в самом продуктивном пласте, являющемся началом горизонтального участка. В отличие от наклонных скважин при проводке направляющей части горизонтальной скважины необходимо на проектной глубине вывести ствол скважины не только в точку с заданными координатами, но и, что очень важно для дальнейшей проводки горизонтального участка, под заданным углом. По величине радиуса кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим радиусом искривления, средним и малым радиусами Горизонтальные скважины с большим более 190 м радиусом кривизны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и на море, а также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка 600-1500м .

Скважины с большим радиусом искривления Горизонтальные скважины с большим радиусом искривления характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 2-6 град./30 м (100 фут.), который дает радиус искривления 900-290 м (3000- 1000 фут.). Проводка скважины такого профиля осуществляется с помощью инструмента для обычного направленного бурения. Горизонтальные участки имеют длину до 2500 м (8000 фут.). Скважина с таким профилем хорошо подходит для тех случаев, когда для достижения заданной точки входа в пласт требуется большое горизонтальное отклонение. Следует отметить, что скважина должна изменить направление от вертикального до горизонтального на глубине 300м. (1000-3000 фут.) по вертикали .

Глубина вертикального участка зависит от интенсивности набора зенитного угла на криволинейном участке и зенитного угла на участке стабилизации, входящих в профиль скважины. Участки стабилизации часто планируются в профилях скважин для того, чтобы обеспечить горизонтальное отклонение, необходимое для входа в пласт в заданной точке. Они также позволяют попасть в заданную точку в случае отклонения фактической интенсивности набора зенитного угла от проектной. Начальная интенсивность набора зенитного угла обычно менее 4 град./30 м (100 фут) и задается для уменьшения крутящего момента и сил сопротивления при вращении и подъеме бурильной колонны. Зенитный угол скважины на участке стабилизации, если он входит в профиль скважины, находится в диапазоне 25-60 град. и зависит от горизонтального отклонения, необходимого для входа в пласт в заданной точке .

Конечная интенсивность набора зенитного угла перед горизонтальным участком часто составляет 4-6 град./30 м (100 фут.), но может быть выше, на уровне 8-10 град./30 м (100 фут.) .

Скважины с большими радиусами искривления могут буриться набором компоновок для обычного направленного бурения. Начальное искривление скважин производится компоновками с забойными двигателями. Такие компоновки могут содержать обычный забойный двигатель с кривым переводником, но обычно включают забойный двигатель с регулируемым углом перекоса (SMA). Если SMA используется для бурения участка набора зенитного угла, то его обычно применяют и для бурения участка стабилизации зенитного угла. Если вместо SMA для начального искривления скважины используют забойный двигатель с кривым переводником, участок стабилизации зенитного угла часто бурят роторной компоновкой (ВНА). После проходки участка стабилизации зенитного угла для набора зенитного угла перед горизонтальным участком используют компоновку, включающую забойный двигатель с регулируемым углом перекоса (SMA). Горизонтальный участок обычно бурят забойным двигателем с регулируемым углом перекоса, рассчитанным на интенсивность резкого перегиба 2-3 /30 м (100 фут.) при ориентированном бурении (установка устройства в положение на бурение с изменением угла). Избегают применять компоновки с большими углами перекоса, чтобы свести к минимуму крутящий момент на роторе и нагрузку на крюк при подъеме и увеличить стойкость долота и межремонтный период забойного двигателя. Рейсы с роторными компоновками осуществлялись успешно в тех горизонтальных участках, где не требовалось управлять азимутом скважины. Вообще же используются компоновки, включающие забойный двигатель с регулируемым углом перекоса, так как они обеспечивают высокое качество управления зенитным углом и азимутом .

Скважины со средние радиусом искривления Горизонтальные скважины со средним радиусом искривления имеют интенсивность набора зенитного угла 7-35 град./30 м (100 фут.), радиусы искривления 50-300 м (160-1000 фут.) и горизонтальные участки длиной до 2500 м (8000 фут.). Эти скважины бурятся с помощью специальных гидравлических забойных двигателей и обычных элементов бурильных колонн .

Компоновки с двойным перекосом рассчитаны на набор зенитного угла с интенсивностью до 35 град./30 м (100 фут.). Горизонтальный участок бурят обычными компоновками, включая забойный двигатель с регулируемым углом перекоса Такой профиль скважины обычен для бурения на суше и многозабойного бурения .

На практике скважина считается скважиной со средним радиусом искривления, если компоновку низа бурильной колонны нельзя вращать после проходки участка набора зенитного угла со средним радиусом искривления .

Максимальная интенсивность набора зенитного угла при бурении в начале криволинейного участка со средним радиусом искривления при бурении ограничена пределами на изгиб и кручение для бурильных труб по стандарту АНИ .

Скважины малого диаметра с более гибкими трубами имеют более высокие допустимые максимальные значения резких перегибов ствола Стандартный тип профиля со средним радиусом кривизны (рис. 19 а) содержит наклонный прямолинейный участок 3, длина которого может меняться для обеспечения попадания ствола в заданную точку. Однако если накоплен значительный опыт бурения таких скважин, то этот участок может быть исключен (рис. 19 б). Интервалы 5 (рис. 19 а) и 3 (рис. 19 з) имеют интенсивность искривления порядка 1 град/10 м и возникают самопроизвольно вследствие невозможности резкого перехода от криволинейного интервала к прямолинейному даже при применении стабилизирующих компоновок. Длина этих интервалов около 30 м. При средних радиусах траектория скважины может менять положение от вертикального до горизонтального при глубине скважины по вертикали 90-300 м (300-1000 фут.). Известно много систем для бурения скважин со средним радиусом искривления. Они объединяют различные схемы размещения с изогнутым корпусом забойного двигателя, с корпусом с регулируемым углом перекоса кривых переводников и стабилизаторов .

Рисунок 19 – Профили горизонтальных скважин При работах со средним радиусом искривления в участке скважины с высокой интенсивностью набора зенитного угла применяются компоновки с двойным перекосом. Они рассчитаны на набор зенитного угла с интенсивностью до 35 град./30 м (100 фут.) при ориентированном положении компоновки (т.е. без вращения бурильной колонны). Проектная интенсивность набора зенитного угла определяется размерами и размещением отклоняющих устройств и стабилизаторов и обычно для забойных двигателей достигает 16 /30 м (100 фут.). Компоновок с одним отклонителем могут быть использованы как при роторном, так и при бурении с использованием забойного двигателя .

Скважины с малым радиусом искривления Горизонтальные скважины с малыми радиусами искривления имеют интенсивность искривления набора зенитного угла 5-10 град./метр (1-1/2-3 град/фут), которому соответствует радиус искривления 12,2-6,1 м (40-20 фут.) .

Длина горизонтального участка находится в диапазоне 60-275 м (200-900 фут.) .

Скважины с малыми радиусами искривления бурятся с помощью специального бурильного инструмента и по специальной технологии. Такой профиль находит наибольшее распространение при бурении дополнительных стволов из имеющихся скважин. В большинстве областей применения скважина бурится вертикально и искривляется по малому радиусу непосредственно в кровле пласта или в самом пласте. Методика работы состоит в установке пакера с уипстоком и отклонением скважины с набором зенитного угла специальной компоновкой для набора угла При достижении угла в 90 град, спускают специальную компоновку для стабилизации зенитного угла, чтобы бурить горизонтальный участок. Эта специальная компоновка для стабилизации зенитного угла приводится в действие трубами с шарнирными соединениями, позволяющими вращаться им в стесненном пространстве скважины, искривленной по малому радиусу. В последнее время на некоторых скважинах использовались системы с забойным двигателем с шарнирными соединениями для профилей с малым радиусом искривления. Большинство скважин, пробуренных такой системой, имело глубину по вертикали менее 3000 метров (10 000 фут.) и горизонтальные участки длиной 90-120 м (300-400 фут.), хотя иногда они достигали длины 350 м (900 фут.) .

Общий порядок расчета профиля скважины сводится к следующему:

1. По ранее пробуренным на месторождении скважинам определяются закономерности искривления и влияние на него различных факторов. Эти данные позволяют определить интенсивность естественного искривления на отдельных интервалах .

2. По схеме кустования или структурной карте и геологическим разрезам определяются проектный азимут скважины, глубина скважины по вертикали и проектное смещение (отход) .

3. Определяется конечная глубина верхнего вертикального участка .

4. Выбирается КНБК, обеспечивающая необходимую интенсивность искусственного искривления, которая не должна превышать ранее рассчитанную максимальную интенсивность искривления. Интенсивность искривления на участках естественного уменьшения зенитного угла устанавливается исходя из практического опыта .

5. По величине интенсивности искусственного искривления определяются радиусы кривизны R соответствующих интервалов по формуле R = 57,3/i(инт.искрив). Полученные величины радиусов сравниваются с минимально допустимыми и при необходимости корректируются .

6. Производится расчет профиля, т. е. определяется необходимый зенитный угол скважины в конце интервала набора кривизны, проекции всех интервалов на горизонтальную и вертикальную плоскость, их длины, глубина скважины по вертикали, отход (смещение) и глубина скважины по стволу .

Рассчитанные глубина по вертикали и смещение сравниваются с заданными, что является проверкой правильности всех расчетов .

Технология горизонтально-направленного бурения скважин позволяет отклоняться от вертикальной линии по любому направлению, вплоть до горизонтального положения. Процесс бурения установкой для ГНБ условно можно разделить на четыре этапа: бурение пилотного ствола, расширение скважины, калибровка скважины, бурение горизонтального ствола. На первом этапе бурится пилотный ствол с зенитным углом, позволяющий забурить горизонтальный ствол. При пилотном бурении используются различные системы навигации, предназначенные для проведения скважины по заданной траектории, с целью контроля зенитного угла. Далее производится расширение скважины до необходимого размера в месте предполагаемого срезки в пилотном стволе. Количество проходов, необходимых для выполнения расширения скважины до нужного диаметра, может колебаться. По большему счету это зависит от литологических особенностей разреза. Расширение может производиться как ходом вперед, так и ходом назад. После этого калибруют скважину, с целью очищения от любых помех, которые могут существовать внутри нее и затруднять перемещение обсадных труб по скважине. После этого набирается необходимый зенитный угол, для бурения горизонтального участка и входа в продуктивный пласт .

3.4 Установка для горизонтального бурения Рассмотрим одну из установок для горизонтально-направленного бурения Dreco-2000M, производителем которой является канадская компания National Oilwell Varco. Данная установка позволяет бурить скважины с зенитным углом вплоть до 90 градусов, с шагом в 2 градуса. Наличие этой возможности позволяет решить проблемы интенсивности искривления ствола скважины. В комплекс буровой установки входят:

мачта;

лебедка мощностью 700 л.с.;

система для СПО;

верхний силовой привод с максимальной нагрузкой 150 т;

буровой насос с мощностью 1085 л.с.;

подсвечник;

плашечный превентор;

АКБ;

система контроля: amphion integrated control system;

привод мачты: гидравлический .

Установка мобильная, универсальная, монтаж осуществляется на прицепе. Для осуществления операции свинчивания труб под наклоном имеется трубный манипулятор с гидравлическим приводом. Присутствует еще одна опция, которая упрощает работу: механизм для принудительного создания осевой нагрузки до 9 тонн. Система работает как вспомогательный механизм для создания дополнительной нагрузки на долото и принудительного спуска обсадных колонн в скважину В нашей стране данная установка используется на Ашальчинском месторождении битумов в республике Татарстан компанией "Татнефть" .

–  –  –

3.5 Возможности применения установки Рассмотрев характеристики данной установки, можно сделать вывод, что данная установка не подойдет для бурения скважины исходных геологических данных, как по условной глубине бурения, так и максимальная нагрузка 150 т меньше параметра веса колонны при ликвидации прихвата, который по расчетным данным составил 184 т. Однако при дальнейшем развитии технологий в скором времени появятся улучшенные установки для ГНБ, которые позволят строить скважины даже для глубокозалегающих флюидов. А учитываю их мобильность и универсальность, они смогут составить конкуренцию аналогам, которые существуют на сегодняшний день .

4. Организационно-экономическая часть

4.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия, анализ деятельности предприятия ЗАО «Сибирская Сервисная Компания» основано 1 февраля 2000 г .

Основными видами деятельности являются: поисково-разведочное и эксплуатационное бурение нефтяных и газовых скважин, наклоннонаправленное бурение, зарезка боковых стволов, текущий и капитальный ремонт скважин, подбор рецептур, разработка и сопровождение применения буровых растворов, обеспечение систем очистки, тампонажные работы. На сегодняшний день в компании семь подразделений в регионах Российской Федерации, около 5 тысяч сотрудников, годовой объем поисково-разведочного и эксплуатационного бурения достигает полутора миллиона метров .

В Красноярском крае компания начала работать в 2002 г. Основные заказчики Красноярского филиала – дочерние предприятия ОАО «Газпром», ОАО «Роснефть», Управление по недропользованию по Красноярскому краю .

В настоящее время предприятие также осуществляет свою деятельность на территории Иркутской области – ведёт строительство эксплуатационных скважин на Ичёдинском НМ, Западно-Аянском НГКМ, а также поисковых и разведочных скважин на Игнялинском, Тымпучиканском и Вакунайском лицензионных участках .

Годовая проходка Красноярского филиала составляет около 100000 м .

Площади работ Красноярского филиала отличаются сложным горногеологическим строением, характерным для Сибирской платформы в целом .

Тем не менее, накопленный опыт работ, современное оборудование и технологии, высококвалифицированные специалисты позволяют успешно решать поставленные задачи .

Успешно пробурено и испытано значительное количество разведочных скважин на Собинском и Юрубчёно-Тохомском месторождениях. Огромный опыт получен при строительстве поисковых скважин на Берямбинском лицензионном участке, заложенных на локальных поднятиях в зоне Ангарских складок. Скважинами вскрыты многочисленные геологические осложнения, не предусмотренные проектной документацией, которые зачастую приводили к возникновению серьёзных аварий. При ликвидации катастрофических поглощений были успешно применены оригинальные кольматирующие и тампонирующие смеси, профильные перекрыватели; при ликвидации ГНВП – буровые растворы высокой плотности с разработанными в компании рецептурами .

Руководство Компании берет на себя обязательство следовать Политике в области качества, соблюдать требования системы менеджмента качества, соответствующей международному стандарту ISO 9001 и постоянно повышать ее результативность .

Для реализации основных принципов менеджмента качества и выполнения своих обязательств перед заказчиками и партнерами Руководство Компании будет поддерживать и реализовывать следующие направления работ:

постоянный анализ ситуации на рынке услуг в области бурения и ремонта скважин, учет складывающихся тенденций;

внедрение новых технологий в бурении и ремонте скважин;

развитие инфраструктуры Компании, в том числе внедрение новой, более производительной и эффективной техники;

постоянное повышение квалификации персонала;

вовлечение персонала в совершенствование менеджмента качества .

Организационная структура управления представлена на рисунке 21 .

Предприятие возглавляет директор филиала, у которого есть пять заместителей: технический директор – первый заместитель директора, заместитель директора по экономике и финансам, заместитель директора по супервайзингу, заместитель директора по обеспечению производства, заместитель директора по работе с персоналом .

Рисунок 21 Организационная структура управления Заместителю директора по супервайзингу подчиняются следующие руководители: главный технолог, главный геолог и заместитель технического директора по ОТ и ПБ .

Главный технолог возглавляет технологический отдел, технологическую группу по бурению и группу заключительных работ. Главной задачей этих подразделений является контроль и выполнение технологии строительства скважин .

Главный геолог возглавляет геологический отдел, в его подчинении находится группа геологов на месторождении. Задачей геологического отдела является предоставление информации, связанной с геологией при бурении и освоении скважин .

Заместителю директора по обеспечению производства подчиняется служба логистика и транспортного обеспечения, служба по ремонту и обслуживанию оборудования, отдел материально-технического обеспечения, отдел по работе с имуществом .

Заместитель директора по экономике и финансам руководит работой планово-экономического отдела и проектно-сметного отдела. Кроме того, ему подчиняется главный бухгалтер, который организует и планирует работу следующих секторов: по учету основных фондов, по учету материалов, по расчетам заработной платы, по налогам, по отчетности .

Заместитель директора по работе с персоналом руководит работой отдела кадров, отдела организации и мотивации труда, менеджера по обучению, менеджера по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям, сектором по социально-бытовым вопросам. Таким образом, созданная организационная структура позволила в полном объеме выполнить технико-экономические показатели планируемые в прошлом году .

4.2 Расчет нормативной продолжительности сооружения скважины Перечень работ по строительству скважины включает в себя следующие виды:

подготовительные работы к строительству скважины;

вышкомонтажные работы;

подготовительные работы к бурению;

бурение скважины и ее крепление;

опробование;

Нормативная карта – это документ, в котором указывается нормы времени на выполнение отдельных операций в процессе строительства скважины, а также общее время на строительство скважины .

При расчете нормативной карты следует иметь в виду, что весь комплекс работ можно разделить на 4 группы .

1-я группа. Работы, связанные с рейсом долота. Объем их определяется количеством долблений:

а) смена долота, колонкового снаряда;

б) установка за палец и вывод из-за пальца УБТ;

в) подготовительно-заключительные работы к спуско-подъемным операциям в процессе бурения;

г) проверка превентора (если эта работа предусмотрена при смене долота, а не при смене вахт) .

2-я группа. Работы, связанные с рейсом долота и глубиной скважины:

а) спуск и подъем бурильного инструмента;

б) промывка скважины после спуска и перед подъемом бурильного инструмента (если она не включена в нормы на механическое бурение) 3-я группа. Работы, связанные с глубиной бурения:

а) работа долота на забое скважины (собственно процесс механического бурения или углубка скважины);

б) наращивание инструмента;

в) разборка бурильных труб .

4-я группа. Работы, не связанные с тремя предыдущими группами, объем которых определяется для каждой скважины в зависимости от геологических, технических и технологических условий (приводятся основные виды работ):

а) смена (разборка, сборка) забойного двигателя;

б) геофизические исследования, замеры отдельных параметров;

в) переоснастка талевой системы, смена и перетяжка талевого каната;

г) крепление скважины (весь комплекс работ: проработка, спуск обсадных труб, цементирование, ОЗЦ и др.);

д) работа испытателем пластов;

е) смена бурильных труб в связи с выходом из строя или изменением диаметра или материала изготовления;

ж) смена бурового и силового оборудования;

з) работы по предупреждению возникновения осложнений в скважине;

и) приготовление, утяжеление и обработка бурового раствора (если эти работы не включены в нормы на механическое бурение);

к) сборка и разборка элементов компоновки бурильного инструмента:

переводников, калибратора, центратора, стабилизатора и др.;

л) отсоединение бурового шланга от вертлюга для слива раствора и присоединение к вертлюгу в зимнее время .

Расчет нормативной карты производится по следующему плану Нормативного времени на механическое бурение рассчитывается по формуле 4.2.1 .

–  –  –

где Т 1пп – норма времени одной проверки превентора, равная 0,25 часа [2]; N – общее по скважине количество долблений .

Время на переоснастку талевой системы Нормативное время на переоснастку талевой системы составляет 2,37 часа .

Время на сборку и разборку УБТ Время на сборку и разборку свечей УБТ рассчитывается по формуле 4.2.8 .

Т ср Т сб N св N, 1св (4.2.8) 1св где Nсв– количество свечей; N – общее количество долблений; Т сб – норма времени на установку и вывод из-за пальца одной свечи УБТ равная 0,17 ч [2] .

Для бурения интервала под направление количество свечей УБТ будет равно 1, для бурения интервал под кондуктор 9 свечей, для бурения интервала под эксплуатационную колонну 10 свечей, для бурения интервала открытого ствола 16 свечей .

Расчет нормативного времени на ремонтные работы Нормативное время на ремонтные работы вычисляется следующим образом. Вычисляется нормативное время на бурение скважины без учета ремонтных работ, как сумма значений в графе «Итого времени» нормативной карты, и заносится в этой графе по строке «Итого по скважине». Затем это время переводится в сутки .

Затем вычисляется нормативное время на ремонтные работы в процентном отношении от графы и записывается в нормативную карту. Для нашей скважины норма времени на ремонтные работы составляет 5 %, от времени бурения и крепления скважины .

В монтажные работы включаются: сборка оснований вышечнолебедочного блока, монтаж оборудования и приспособлений вышечного блока, сборка вышки, монтаж бурового, силового оборудования и привышечных сооружений, сборка оснований насосного блока, монтаж буровой установки .

Нормативное время на сборку оснований вышечно-лебедочного блока – 70,5 часов; на монтаж оборудования и приспособлений вышечного блока – 173,4 часа; на сборку вышки – 314,5 часов; на монтаж бурового, силового оборудования привышечных сооружений – 230,2 часа; на сборку оснований насосного блока – 288,7 часа; на монтаж буровой установки – 91,4 часа .

Суммарное время на строительно-монтажные работы составляет 1168,7 часа или 48,7 суток [3]. В таблице 31 показана продолжительность строительства скважины, в таблице 32 показана продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин .

Таблица 31 Продолжительность строительства скважины Ед-ца Продолжите № Наименование работ изме. льность

–  –  –

4.3 Разработка календарного план – графика строительства скважины При составлении линейно–календарного графика выполнения работ учитывается то, что буровые бригады должны работать непрерывно, без простоев и пробурить все запланированные скважины за запланированное время. Остальные бригады (вышкомонтажные и освоения) не должны по возможности простаивать .

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

При составлении графика учитывается тип буровой установки, месячная производительность, то есть число скважин, законченных за месяц буровой бригадой и количество календарных часов для бурения. В таблице 33 представлена продолжительность бурения и крепления по интервалам .

Таблица 33 – Продолжительность бурения и крепления по интервалам Месяцы Вид работ

1.Вышкомонтаж

2.Бурение

3.Освоение

–  –  –

Общая сумма на строительство скважины составила 287 306 929 рублей. Амортизация считается исходя из классификации основных фондов из Постановления правительства Российской Федерации №640 от 07 июля 2016 года методом начисления амортизации пропорционально объему выполненных работ. Это объясняется тем, что бурение имеет сезонный характер выполнения работ .

4.5 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению технико-экономических показателей Технико-экономические показатели работы КФ ЗАО «ССК» за 2015-2016 год приведены в таблице 35 .

–  –  –

5 Социальная ответственность при строительстве эксплуатационной наклонно-направленной с горизонтальным участком скважины на нефтяном месторождении (Иркутская область) .

В рамках данной выпускной квалификационной работы осуществляется проектирование процессов строительства эксплуатационной наклонно-направленной с горизонтальным участком скважины глубиной 2665 метром на нефтяном месторождении Иркутской области. В процессе проектирования были определены основные технологические параметры: конструкция скважины, число и глубины спуска обсадных колон и колонн бурильных труб, способ бурения и другие параметры, необходимые для успешного строительства скважины при данных геологических условиях. В процессе строительства скважины выполняются различные виды работ: бурение и спуск обсадных колонн, спуско-подъемные операции, работы по наращиванию бурильной колонны, промывка скважины, долив скважины, подготовка тампонирующей смеси, контроль прокачки жидкостей для цементирования, цементирование обсадных колонн, проведение геофизических исследований, освоение скважины, контроль процесса свабирования .

К возможным пользователям разработанного технологического проекта можно отнести буровые организации и организации, сфера деятельности которых направлена на разработку рабочих проектов на строительство скважин .

–  –  –

5.1.1 Характеристика вредных факторов изучаемой производственной среды Вредными производственными факторами называются такие производственные факторы, которые отрицательно влияют на работоспособность или вызывающие профессиональные заболевания и другие неблагоприятные последствия .

В данном разделе рассмотрим факторы, которые могут воздействовать на организм человека в процессе строительства скважины, нормативные значения этих факторов и мероприятия, направленные на снижение или устранение этих факторов .

Повышенный уровень шума Шум – это беспорядочное сочетание звуков различной частоты и интенсивности, возникающих при механических колебаниях в упругой среде (твердой, жидкой или газообразной). Длительное воздействие шума может привести к ухудшению слуха, а в отдельных случаях к глухоте. При повышенном уровне шума у работающих снижается внимание, увеличивается расход энергии при одинаковой физической нагрузке, замедляется скорость психических реакций, в конечном итоге это приводит к снижению производительности труда и качеству выполняемых работ .

Производственный шум рассматривают как совокупность звуков различной интенсивности и частоты, беспорядочно изменяющихся во времени и вызывающих у работающих неприятные ощущения .

Источником возникновения шума являются вибрационные сита в центральной системе грубой очистки бурового раствора, буровые насосы в насосном блоке и дизельные установки .

Шум на рабочем месте не должен превышать 85 дБА и соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.003-2014 «Шум. Общие требования безопасности» [1]. Для уменьшения шума на объекте используются индивидуальные и коллективные средства защиты .

Индивидуальные: наушники, закрывающие ушную раковину снаружи; противошумные вкладыши, противошумные шлемы и каски. К коллективным средствам защиты относятся: демпфирование, звукоизоляция и звукопоглощение, а также предусматривается установка кожухов и глушителей [2] .

Повышенный уровень вибрации Малые механические колебания, возникающие в упругих телах или телах, находящихся под воздействием переменного физического поля, называются вибрацией. Причиной возбуждения вибраций являются возникающие при работе машин и агрегатов неуравновешенные силовые воздействия. Вибрация при частоте 16 Гц не должна превышать амплитуду 028 мм. Регулируется ГОСТ 12.1.012–2004. ССБТ[3] .

Рассматривая нарушение состояния здоровья при воздействии, вибрации страдает в первую очередь нервная система и анализаторы:

вестибулярный, зрительный, тактильный. У рабочих вибрационных профессий отмечены головокружения, расстройство координации движений, симптомы укачивания, вестибуловегетативная неустойчивость .

Постоянное воздействие вибрации на организм человека может привести к профессиональному заболеванию – вибрационной болезни [4] .

Для борьбы с вибрацией на объекте производят балансировку, установку амортизаторов, виброфундамент, увеличивают массу основания .

При коллективных средствах защиты используют амортизационные подушки в соединениях блоков, оснований, эластичные прокладки, виброизолирующие хомуты на напорных линиях буровых насосов .

Средствами индивидуальной защиты от вибраций являются рукавицы, перчатки, виброзащитная обувь и прокладки из пластмасс, резины. Крайне необходимой мерой для уменьшения опасного действия вибрации на организм является медицинское наблюдение, лечебнопрофилактические мероприятия, и правильная организация труда и отдыха [10] .

Недостаточная освещенность рабочей зоны Освещение – получение, распределение и использование световой энергии для обеспечения благоприятных условий видения предметов и объектов. Оно влияет на настроение и самочувствие, определяет эффективность труда .

Освещение рабочих мест должно отвечать требованиям, изложенным в СанПиН 2.2.1./2.1.1.1278-03 «Гигиенические требования к естественному, искусственному и совмещенному освещению жилых и общественных зданий» [20] .

Освещение должно равномерно распределять яркость, быть постоянным во времени, без пульсации, иметь спектр близкий к естественному. На буровой используется естественное и искусственное освещение, а также предусмотрено и аварийное. Нормы освещенности на рабочих местах должны иметь следующие значения: стол ротора – 100 лк; полатья верхового рабочего – 10 лк; приемный мост – 30 лк. Насосное помещение: пусковые ящики – 50 лк; буровые насосы – 25 лк [11] .

Повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны При бурении скважины могут происходить выбросы нефти или газа, что может привести к отравлению рабочих. Поэтому необходимо проверять загазованность посредством газоанализатора, а утечки газа – обмыливанием. Запрещается проверка загазованность с помощью огня .

При обнаружении газа, необходимо принять меры по его устранению. Нужно соблюдать все требования по охране труда для газоопасных работ. При невозможности самостоятельного устранения действовать в соответствии с планом ликвидации аварий .

Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК).

ПДК транспортируемых газов, вредных примесей и некоторых применяемых веществ [12]:

- метан по санитарным нормам относится к 4-му классу опасности (малоопасные вредные вещества со значением ПДК в пересчете на углерод) – 300 мг/м3;

- нефть по санитарным нормам относится к 3-му классу опасности мг/м3

- ПДК сероводорода в присутствии углеродов (С1-С5) – 3 мг/м3 (2ой класс опасности);

- ПДК сернистого газа (SO2) в воздухе рабочей зоны 10 мг/м3 (3 класс – умеренно опасные вредные вещества);

- ПДК метанола (СН3ОН) в воздухе рабочей зоны (по санитарным нормам) – 5 мг/м3 .

При работе в местах, где концентрация вредных веществ в воздухе может превышать ПДК, работников должны обеспечивать соответствующими противогазами .

Работающие в условиях пылеобразования должны быть в противопыльных респираторах .

Повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны Температура воздуха рабочей зоны оказывает непосредственное влияние на тепловое самочувствие человека и его работоспособность .

Резкие колебания температуры неблагоприятно влияют на организм человека, приводят в быстрой утомляемости, повышают заболеваемость и снижают производительность труда .

В летний период времени при проведении полевых работ и длительном пребывании человека на открытом воздухе большая вероятность получения солнечного удара, в результате получения повышенной дозы ультрафиолетового излучения. Последствиями солнечного удара являются потеря сознания и пребывание в шоковом состоянии. Допустимая интенсивность ультрафиолетового облучения работающих при незащищенных участках поверхности кожи не более 0,2 м2 (лицо, шея, кисти рук) общей продолжительностью воздействия излучения 50% рабочей смены не должна превышать 10 Вт/м2 [5] .

Профилактика перегревания и его последствий осуществляется разными способами. При высокой температуре организуют рациональный режим труда и отдыха путем сокращения рабочего времени для введения перерывов для отдыха в зонах с нормальным микроклиматом. От перегрева головного мозга солнечными лучами предусматривают головные уборы .

В зимнее время температура воздуха понижается до -40С, при проведении работ может произойти обмораживание конечностей и открытых частей тела. Переохлаждение организма ведёт к простудным заболеваниям, ангине, пневмонии, снижению общей иммунологической сопротивляемости .

Для защиты от переохлаждения при проведении полевых работ в зимнее время года предусматривает следующие меры: обеспечение работников тёплой спецодеждой, сокращение продолжительности рабочей смены, прекращение работ в зависимости от погодных условий .

В холодное время года работникам, работающим на открытом воздухе или в закрытых необогреваемых помещениях, предоставляются специальные перерывы для обогревания и отдыха, которые включаются в рабочее время. Работодатель обязан обеспечить оборудование помещений для обогревания и отдыха работников. [8] .

В комплект средств индивидуальной защиты от холода включены:

все предметы, надетые на человека: комнатная одежда, спецодежда, головной убор, рукавицы, обувь. Основной материал должен обладать защитными свойствами, соответствующими условиям трудовой деятельности, быть стойким к механическим воздействиям, атмосферным осадкам, воздействию света, различного рода загрязнителям, легко очищаться от последних. Он должен быть способным пропускать влагу из пододежного пространства в окружающую среду и иметь воздухопроницаемость, адекватную скорости ветра [9] .

Повреждения в результате контакта с насекомыми Буровая установка расположена в полевых условиях, поэтому в близлежащих окрестностях обитают гнус и клещевые инфекции .

К гнусу относят комплекс летающих кровососущих насекомых (комары, мошки, мокрецы, слепни, москиты), к клещевым инфекциям относят инфекционные природно-очаговые заболевания, возбудителей которых передают иксодовые клещи .

Существует два основных способа защиты от нападения и укусов насекомых: защитная одежда и применение репеллентных средств .

В полевых условиях особо опасным насекомым является клещ, как переносчик клещевого энцефалита. В случае зашиты от клещевых инфекций можно использовать противоэнцефалитные прививки, которые создают у человека устойчивый иммунитет к вирусу.[19] 5.1.2 Характеристика опасных факторов изучаемой производственной среды Движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования .

На буровой имеется множество различных машин и механизмов, таких как вибрационные сита, гидроциклоны, буровые насосы, верхний силовой привод, ключи УМК и АКБ, ротор, буровая лебедка. При их неправильной эксплуатации возможно получение механических травм .

Механическая травма представляет собой повреждение тканей, частей тела, органов и других анатомических образований в результате воздействия внешней механической силы .

Для устранения причин возникновения механических травм необходимо все работы проводить согласно правилам безопасности, на производственном объекте .

Кроме того, необходимо:

- оградить вращающиеся части механизмов;

- обеспечить машинные ключи страховочными канатами;

- проводить своевременно инструктажи по технике безопасности .

- при ремонте должны вывешиваться знаки, оповещающие о проведении ремонтных работ;

- проведение проверки состояния ремней, цепей, тросов и их натяжения;

- проведение плановых и неплановых проверок пусковых и тормозных устройств;

весь рабочий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты [21]:

1) сапоги кожаные с жестким подноском;

2) сапоги резиновые с жестким подноском;

3) каска защитная;

4) подшлемник под каску;

5) перчатки с полимерным покрытием;

- при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом

-пол должен быть сделан из рифленого металла, исключающего возможность скольжения [13,14] .

Повышенное значение напряжения в электрической цепи Источниками возникновения травм от электрического тока могут являться различные электрические приборы (например, двигатели буровых насосов, вибросит, автоматических буровых ключей). Поражение электрическим током возможно из-за доступности прикосновения к токоведущим частям, отсутствия защитного заземления, не применения защитных средств, при обслуживании электроустановок. Опасность прикосновения человека к источнику тока оценивается значением силы тока, проходящего через тело человека .

Снижение вероятности поражения электрическим током достигается с помощью следующих мероприятий:

монтаж, наладка, испытание и эксплуатация

-проектирование, электрооборудования буровых установок должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок»

(ПУЭ) [22], «Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок (с изменениями на 19 февраля 2016 года)» [23] .

Коллективные средства защиты:

- применения защитного заземления буровой установки;

-применение блокировочных устройств;

- изолирующие устройства и покрытия .

Индивидуальные средства защиты:

- применение изолирующих, защитных средств (резиновые перчатки, резиновые сапоги, инструмент с изолированными ручками) при обслуживании электроустановок [15] .

Пожаровзрывоопасность Источником возникновения пожара на буровой могут служить движущиеся машины и механизмы производственного оборудования, электрические приборы, предельно допустимая концентрация природного газа в воздухе, курение в неположенном месте, применение неисправных осветительных приборов, электропроводки и устройств, дающих замыкание. Для непосредственного надзора за противопожарным состоянием на буровой перед началом бурения должна быть создана пожарная дружина из членов буровой бригады. Оборудование должно соответствовать ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ «Оборудование производственное. Общие требования безопасности» [13] .

Все производственные, подсобные и жилые помещения должны иметь подъездные пути и не должны располагаться вблизи емкостей с горючими материалами и складов лесоматериалов .

Территория буровой должна быть очищена от мусора и не следует допускать замазучивания территории.

В целях предотвращения пожара на буровой запрещается:

- располагать электропроводку на буровой вышке в местах ее возможного повреждения буровым инструментом;

- хранение ГСМ в металлических емкостях ближе 20 метров от буровой установки .

Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения. Противопожарные щиты располагаются: в насосной – у входа на буровую, в котельной, в роторном сарае и на складе ГСМ. В двадцати метрах от культбудки должен быть оборудован инвентарный пожарный щит.

Каждый пожарный щит должен содержать:

огнетушитель пенный - 2 шт .

лопата - 2 шт .

багор - 2 шт .

топор - 2 шт .

ведро - 2 шт .

ящик с песком - 1 шт .

кашма 22 м - 1 шт .

Для исключения возгорания по причине короткого замыкания в электромеханизмах должны использоваться предохранители .

В электросетях необходимо использовать провода с достаточно большим сечением, чтобы исключить возможность возгорания от перегрева .

Выхлопные трубы всех ДВС, работающих на буровой площадке, как стационарных, так и входящих в состав передвижных агрегатов и транспортных средств, должны оборудоваться искрогасителями .

Для курения и разведения огня отводятся специальные места .

5.2 Экологическая безопасность Нефтяная промышленность в силу своей специфики, где все технологические процессы могут вызывать нарушение экологической обстановки, является одной из самых загрязняющих экологию отраслей .

В связи с этим необходимо уделять большое внимание охране окружающей среды .

Атмосфера Загрязнение атмосферы при бурении скважин в первую очередь происходит за счет использования дизельных установок. Также источником загрязнения атмосферы могут явиться выбросы при нефте- и газопроявлениях, сжигании углеводородов на факельных установках в процессе очистки призабойной зоны пласта, при работе котельных установок на буровых. Для защиты атмосферы следует, в большем количестве использовать электрические приводы, не допускать нефте- и газопроявления, а в случае возникновения в ближайшее врем ликвидировать. С целью предотвращения в аварийных ситуациях, открытого фонтанирования и загрязнения нефтью прилежащих территорий, устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием согласно ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое» [24] .

Гидросфера и литосфера В процессе бурения происходит загрязнение подземных водоносных горизонтов производственными водами (буровой раствор, минеральные воды, нефтепродукты), бытовыми стоками .

Отрицательное воздействие на литосферу осуществляется при следующих воздействиях:

- порубка древесная при сооружении площадок, коммуникаций, жилых поселков;

- уничтожение и повреждения почвенного слоя сельхозугодий и других земель;

- загрязнение почвы нефтепродуктами, химреагентами и другими веществами;

- засорение почвы производственными отходами и мусором .

С целью сбора отработанного бурового раствора, сточных вод, ГСМ, химических реагентов в процессе бурения скважины, снижения до минимума их фильтрации в почву, а также повышения противопожарной безопасности и промсанитарии, необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:

- размеры земельных амбаров должны быть строго соблюдены, так как эти емкости должны обеспечить сбор отработанного бурового раствора, сточных вод и выбуренной породы (шлама) на весь период строительства скважины;

- хранение запасов бурового раствора, ГСМ и нефтепродуктов должно осуществляться только в металлических емкостях;

- транспортировку неупакованных сыпучих материалов осуществлять специальным транспортом (цементовозы, смесительные машины);

- транспортировку жидких веществ (нефть, химреагенты, ГСМ и др) осуществлять только в цистернах или специальных емкостях;

- образующиеся вовремя СПО переливы бурового раствора и сточные воды, после мытья пола буровой или оборудования, должны стекать в шламовый амбар;

- строго соблюдать разработанную конструкцию скважины, которая обеспечивает изоляцию водоносных горизонтов и перекрытие интервалов поглощения бурового раствора;

- создать по всей длине обсадной колонны прочное цементное кольцо с целью исключения перетоков пластовых вод из одного пласта в другой;

- при ликвидации скважины установить под последним объектом цементный мост высотой 50 метров [16] .

Рекультивация нарушенных земель после бурения скважины.

После бурения скважины и демонтажа оборудования, необходимо выполнить следующие мероприятия:

- разбить все фундаментные основания, очистить всю территорию от металлолома и другого мусора;

- засыпать все амбары, траншеи, разровнять обваловку и спланировать площадку;

- произвести восстановление плодородного слоя земли [17] .

Все работы по охране окружающей среды и рекультивации земель проводятся в соответствии с нормативными документами стандарта системы охраны природы [25] .

5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях К возможным чрезвычайным ситуациям при строительстве скважин следует отнести: лесные пожары, газонефтеводопроявления (ГНВП), взрывы горюче-смазочных материалов, повреждения буровой установки .

Одна из самых распространенных чрезвычайных ситуаций, которая может возникнуть в процессе бурения, является газонефтеводопроявление (ГНВП), которое может перерасти в открытое фонтанирование, а затем и в пожар. Нередко открытое фонтанирование скважин приводит к гибели людей, уничтожению самих скважин, бурового оборудования и бурильного инструмента. Открытые фонтаны (ОФ) могут представлять большую угрозу не только для нефтепромысловых объектов, но и для населенных пунктов и промышленных комплексов, расположенных в районе аварийной скважины. Основными причинами возникновения ГНВП являются: недостаточная плотность бурового раствора, вследствие, ошибки при составлении плана работ или несоблюдении рекомендуемых параметров промывочной жидкости буровой бригадой; недолив скважины при спуско-подъемных операциях; поглощение жидкости, находящейся в скважине; уменьшение плотности жидкости при длительных остановках за счет поступления газа из пласта; длительные остановки скважины без промывки .

Основными мероприятиями по предотвращению и ликвидации аварий являются: проверка состояния противовыбросового оборудования, наличие средств и материалов по борьбе с ГНВП, обучение буровой бригады .

Вскрытие продуктивного пласта запрещается при отсутствии в КНБК клапана – отсекателя, а под ведущей трубой шарового клапана. При снижении плотности бурового раствора во время циркуляции за счет насыщения раствора пластовым флюидом принимаются незамедлительные меры к усилению промывки скважины, дегазации бурового раствора и к доведению его параметров до технологической необходимости. Скважина должна непрерывно доливаться при подъеме инструмента с регистрацией объема бурового раствора долитого в скважину. Важным профмероприятием для предупреждения открытого фонтанирования является практическая подготовка буровой бригады. Бурильщик и его помощники обязаны знать условия проводки скважины и глубину залегания пласта .

Действия буровой бригады при ГНВП:

1. зафиксировать показания давления в трубном и затрубном пространствах, плотность бурового раствора, объем поступившего флюида;

2. загерметезировать канал бурильных труб и устье скважины (закрыть превенторы);

3. оповестить руководство предприятия о ГНВП;

4. действовать в соответствии с планом ликвидации аварии .

Ликвидация ГНВП проходит в два этапа:

1. вымыв флюида – комплекс технологических операций, при которых производится удаление из скважины поступивших пластовых флюидов на дневную поверхность;

2. глушение скважины – комплекс технологических операций, при которых скважина заполняется утяжеленным буровым раствором, обеспечивающим условия безопасного ведения работ по строительству и ремонту скважины .

5.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 5.4.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства К самостоятельному выполнению работ по бурению скважин допускаются лица старше 18 лет, прошедшие медицинский осмотр в установленном порядке и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ, имеющие соответствующую квалификацию и допущенные к самостоятельной работе в установленном порядке. Перед допуском к самостоятельной работе рабочий проходит стажировку в течение 2-14 смен (в зависимости от характера работы, квалификации работника) под руководством специально назначенного лица .

Рабочий, выполняющий работу при помощи электроинструмента, должен иметь группу по электробезопасности не ниже II. Повторную проверку знаний безопасных методов работ рабочий должен проходить не реже одного раза в 12 месяцев .

Внеочередную проверку знаний рабочий проходит в следующих случаях:

-при перерыве в работе по специальности более одного года;

требованию вышестоящей организации, ответственных лиц

-по предприятия;

-при переходе с одного предприятия на другое;

Рабочий должен пройти инструктажи по безопасности труда:

- при приеме на работу – вводный и первичный на рабочем месте;

- в процессе работы не реже одного раза в 6 месяцев – повторный;

- при введении в действие новых или переработанных правил, инструкций по охране труда, замене или модернизации оборудования, приспособлений и инструмента, нарушении требований безопасности труда, которые могут привести или привели к травме или аварии, перерывах в работе более чем 60 календарных дней – внеплановый .

Рабочий должен:

- знать санитарно-гигиенические условия труда и соблюдать требования производственной санитарии;

- знать требования, изложенные в инструкциях (паспортах) заводовизготовителей оборудования и инструкции по охране труда;

- пользоваться при выполнении работ средствами индивидуальной защиты;

- уметь оказывать доврачебную помощь пострадавшему;

- выполнять правила внутреннего трудового распорядка;

- иметь четкое представление об опасных и вредных производственных факторах, связанных с выполнением работ, и знать основные способы защиты от их воздействия: недостаточная освещенность рабочей зоны, повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенная концентрация вредных веществ в воздухе рабочей зоны, движущееся и вращающееся механизмы и оборудование .

Рабочий не должен подвергать себя опасности и находиться в местах производства работ, которые не относятся к непосредственно выполняемой им работе .

О каждом несчастном случае на производстве пострадавший или очевидец немедленно должен сообщить непосредственному руководителю работ, который обязан:

- организовать первую помощь пострадавшему и его доставку в медицинский пункт;

- сообщить о случившемся руководителю подразделения;

- сохранить до начала работы комиссии по расследованию обстановку на рабочем месте и состояние оборудования таким, каким они были на момент происшествия, если это не угрожает жизни и здоровью окружающих работников и не приведет к аварии .

Обо всех замеченных неисправностях оборудования, инструмента и приспособлений рабочий должен сообщить непосредственному руководителю работ и до их устранения к работе не приступать .

Рабочий несет ответственность за:

- выполнение требований инструкций (паспортов) заводов-изготовителей оборудования и инструкции по охране труда, правил пожаро и электробезопасности;

- соблюдение правил внутреннего трудового распорядка;

- качественное выполнение работ;

- сохранность закрепленного за ним оборудования, приспособлений и инструмента;

- аварии, несчастные случаи и другие нарушения, причиной которых явились действия рабочего, нарушающего требования инструкций (паспортов) заводов-изготовителей оборудования и инструкции по охране труда .

Рабочий должен оказывать содействие и сотрудничать с нанимателем в деле обеспечения здоровых и безопасных условий труда, немедленно извещать своего непосредственного руководителя или иное должностное лицо нанимателя о неисправности оборудования, инструмента, приспособлений, транспортных средств, средств защиты, об ухудшения своего здоровья [18] .

5.5 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны исследователя Площадка, предназначенная для размещения буровой установки должна быть свободна от посторонних наземных и подземных трубопроводов, кабелей и других инженерных сооружений .

Расстояние от буровой установки до жилых и производственных помещений, охранных зон железных и шоссейных дорог, инженерных коммуникаций, ЛЭП должно быть не менее высоты вышки (мачты) плюс 10 м, а до магистральных нефте- и газопроводов - не менее 50 м .

Размеры рабочей площадки должны соответствовать типу применяемого оборудования, обеспечивая возможность свободного размещения на ней всех необходимых вспомогательных сооружений и оборудования (приемного настила, зумпфа, стеллажа для труб, передвижной электро- или компрессорной станции и др.), а также минимальные затраты на проведение работ по рекультивации .

При расположении буровой установки вблизи отвесных склонов (уступов) размеры рабочей площадки должны обеспечивать возможность размещения установки вне призмы обрушения (в любом случае расстояние от бровки склона до основания установки должно быть не менее 3 м) .

При использовании передвижной электростанции (ПЭС) с двигателем внутреннего сгорания (ДВС) ее размещение должно осуществляться в соответствии со следующими правилами:

а) ПЭС мощностью до 125 кВт разрешается устанавливать в привышечных сооружениях, если она обслуживает одну установку;

б) при обслуживании нескольких буровых установок ПЭС должна размещаться в обособленном помещении, находящемся на расстоянии от буровой установки не менее полуторной высоты вышки (мачты);

в) ПЭС, работающие без постоянного присутствия машиниста, должны устанавливаться на расстоянии не более 25 м от постоянного рабочего места машиниста буровой установки или его помощника;

г) при бурении скважин в условиях возможных ГНВП ПЭС должна устанавливаться в обособленных помещениях на расстоянии от буровой установки, превышающем высоту вышки (мачты) не менее чем на 50 м .

Данные требования регулируются правилами безопасности при геологоразведочных работах [18] .

Заключение В данной выпускной квалификационной работе были разработаны технологические решения для cтроительства эксплуатационной наклоннонаправленной с горизонтальным участком скважины глубиной 2665 метров на нефтяном месторождении Иркутской области. Работу включает в себя следующие части: геологическая и общая часть, технологическая часть, специальная часть, финансовый менеджмент, социальная ответственность при строительстве скважины .

Геологическая часть включает в себя такие материалы, как геологические условия бурения, характеристика флюидосодержащих пластов, а так же зоны возможных осложнений .

В технологической части производится выбор конструкции скважины, оборудования для бурения и заканчивания скважины .

В специальной части был рассмотрен вопрос становления метода горизонтально-направленного бурения и его перспективы применения на территории Восточной Сибири .

В разделе финансовый менеджмент была рассмотрена организационная структура предприятия, составлен календарный план строительства скважины и рассчитана сметная стоимость строительства скважины .

Раздел социальная ответственность был посвящен охране окружающей среды, технике безопасности при бурении и правилам безопасности при чрезвычайных ситуациях .

Список использованных источников

А.В. Епихин, А.В. Ковалев. Технология бурения нефтяных и 1 .

газовых скважин. Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

(профиль «Бурение нефтяных и газовых скважин»). Томский политехнический университет. Томск, 2016.-152 с .

М.А. Самохвалов, А.В. Ковалев, А.В. Епихин. Заканчивание 2 .

скважин. Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» (профиль «Бурение нефтяных и газовых скважин»). Томский политехнический университет .

Томск, 2016. - 92 с .

Справочник специалиста ЗАО «ССК». Томск, 2010. 456 с .

3 .

В.Н. Губанов, Д.В. Лопатин, В.С. Сычев, А.А. Толстоухов 4 .

Книга инженера по растворам ЗАО «ССК». – М.: издательство «Гарусс», 2006. – 549 с .

В. Ф. Абубакиров, В.Л. Архангельский, Ю.Г. Буримов и др .

5 .

Буровое оборудование: Справочние: В 2-х т. – М.: Недра, 2000. – Т.1 .

Ф.Д. Балденко Расчеты бурового оборудования. М.: РГУ нефти 6 .

и газа И.М. Губкина, 2012. – 428с .

Ананьев А.Н., Пеньков А.И. Учебное пособие для инженеров 7 .

по буровым растворам – М.: Интернешнл касп флюидз, 2000. – 139 с .

Изд.1 Волгоград А.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов и др. Технология 8 .

бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. Под общей редакцией А.И. Спивака. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 509 с .

Перечень переводников и цены [Электронный ресурс]. http://www.oiltool.ru/ (Дата обращения 15.04.2017) .

–  –  –

11. Трубы утяжелённые бурильные сбалансированные [Электронный ресурс]. - http://kngc.ru (Дата обращения 15.04.2017) .

12. Обратные и переливные клапаны [Электронный ресурс]. http://www.pnmr.ru (Дата обращения 15.04.2017) .

13. Ясы [Электронный ресурс]. - http://www.pskunb.ru (Дата обращения 15.04.2017) .

14. Основные параметры керноотборных снарядов [Электронный ресурс]. - http://www.sibburmash.ru (Дата обращения 15.04.2017) .

15. Винтовые забойные двигатели с регулятором угла [Электронный ресурс]. - http://www.pskunb.ru (Дата обращения 15.04.2017) .

16. Каталог 2016 [Электронный ресурс]. - http://burintekh.ru/ (Дата обращения 15.04.2017) .

Оборудование очистки Бурового раствора [Электронный 17 .

ресурс]. - http://www.akros-llc.com/ (Дата обращения 15.04.2017) .

Л.Н. Долгих Крепление, испытания и освоение нефтяных и 18 .

газовых скважин: Учебное пособие; Перм. Гос. Техн. Ун-т. Пермь, 2007, с

19. Сваб [Электронный ресурс].-http://www.sibburmash.ru (Дата обращения 15.04.2017) .

20. Пластоиспытатель [Электронный ресурс].-http://ngs-service.ru/ (Дата обращения 15.04.2017) .

–  –  –

22. Муфта манжетного цементирования [Электронный ресурс].http://www.zers.ru/ (Дата обращения 15.04.2017) .

23. Сибирская Сервисная Компания [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.sibserv.com/about/info/ (дата обращения: 20.05.2017) .

24. Единые нормы времени на монтаж и демонтаж вышек и оборудования для бурения – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2001. - 183 с .

25. Единые нормы времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемы [Электронный ресурс] Режим доступа:

http://www.libussr.ru/doc_ussr/usr_13204.htm (дата обращения: 20.05.2017) .

26. СНиП IV-2-82 Сборник 49. Скважины на нефть и газ – М.:

ОАО "Металлургия", 1984. – 250 с .

27. Постановление правительства Российской Федерации №640 от 07 июля 2016 года “О внесении изменений в постановление правительства Российской Федерации от 01 января 2002 г. №1” .

28. Письмо Координационного центра по ценообразованию и сметному нормированию в строительстве от 14 апреля 2017 г. № КЦ/2017ти "Об индексах изменения сметной стоимости строительства по Федеральным округам и регионам Российской Федерации на апрель 2017 года .

29. ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (с Изменением N 1). [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

30. СанПиН 2.2.4.548–96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

31. ГОСТ 12.1.003-2014 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Шум. Общие требования безопасности. [Электронный ресурс] .

– Режим доступа: (дата обращения http://docs.cntd.ru/document 05.05.2017 г.) .

32. ГН 2.2.5.1313-03 Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны. [Электронный ресурс] .

– Режим доступа: (дата обращения http://docs.cntd.ru/document 05.05.2017 г.) .

33. ГОСТ 12.2.003-91. ССБТ. Оборудование производственное .

Общие требования безопасности. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

34. ГОСТ 12.2.062-81. ССБТ. Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Оборудование производственное. Ограждения защитные (с Изменением N 1). [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.)

35. ГОСТ Р 12.1.019-2009 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

36. ГОСТ 12.1.012–2004. ССБТ. Вибрационная безопасность .

Общие требования. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

37. [СНиП 4557-88 Санитарные нормы ультрафиолетового излучения в производственных помещениях. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

38. Трудовой кодекс Российской Федерации. Статья 109 [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

39. ГОСТ 12.1.029-80. ССБТ. Средства и методы защиты от шума. Классификация. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

40. СН 2.2.4/2.1.8.566-96. Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

41. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

42. РД 39-133-94 Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. [Электронный ресурс] .

43. Инструкция по охране труда рабочих при бурение скважин .

[Электронный ресурс]. – Режим доступа: businessforecast.by (дата обращения 05.05.2017 г.) .

44. ГОСТ Р 55710-2013 ССБТ. Освещение рабочих мест внутри зданий. Нормы и методы измерений. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

45. Правила устройства электроустановок. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

46. ГОСТ 17.0.0.01-76 Система стандартов в области охраны природы и улучшения использования природных ресурсов .

[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

47. ГОСТ 12.1.008-76. ССБТ. Биологическая безопасность .

Общие требования. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

http://docs.cntd.ru/document (дата обращения 05.05.2017 г.) .

–  –  –

Забойное давление в нижнем сечении бурильных труб:

Pзаб g ( L LУБТ cos ) 9,811080 (2665 264 cos(89,67) 28,22МПа Выталкивающая сила, действующая на бурильные трубы в продольном направлении:

–  –  –






Похожие работы:

«В.В. Коокуева СОВРЕМЕННОЕ ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ МЕСТНОГО САМОУПРАВЛЕНИЯ С усилением ориентации на микроэкономические принципы хозяйствования расширились экономические функции местных органов самоуправления. Центр тяжести сместился на нижние ур...»

«1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.1.1. В соответствии с законодательством РФ и на основании настоящих Правил Закрытое акционерное общество "Страховая компания НИК" (далее – Страховщик) заключает договоры страхования воздушных судов и гражданской ответственности авиаперевозчика.1.2. Основные термины и определения, используемые в на...»

«1 Вестник оториноларингологии, 2012, №5, с. 8-13. Диагностика и лечение синдрома Минора Крюков А.И., Кунельская Н.Л., Гаров Е.В., Зеликович Е.И., Фёдорова О.В., Красникова Д.И. ГБУЗ "Московский научно-практ...»

«КОНТРОЛЛЕР ПОЛЕВОЙ ТРАССА-500 РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЯЛБИ.421457.038 РЭ Контроллер полевой Руководство по эксплуатации ЯЛБИ.421457.038 РЭ ТРАССА-500 Всего листов 87 СОДЕРЖАНИЕ ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ Назначение и область применения 1.1 8 Основное назначение контроллера 1.1.1 8 Основные области применения 1.1.2 9 Основны...»

«ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ БЕНЗИНОВОЙ МОТОПОМПЫ WP-40C, WP-50C, WP-80C, WP-100C УВАЖАЕМЫЙ ПОКУПАТЕЛЬ! Благодарим Вас за выбор мотопомпы "TSUNAMI". Изделия под торговой маркой "TSUNAMI" постоянно усовершенствуются и улучшаются. Поэтому технические характеристики и...»

«МИНИСТЕРСТВО РЕГИОНАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ СВОДПРАВИЛ СП 43.13330.2012 СООРУЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ Актуализированная редакция СНиП 2.09.03-85 Издание официальное Москва 2012 ажурные салфетки С...»

«Создание доверенной среды в государственных информационных системах Сергей ВИХОРЕВ Заместитель Генерального директора по развитию ОАО "ЭЛВИС-ПЛЮС" 2014 г. Доверенная среда (академический вариант) Созданное комплексом технических и организационных...»

«Нравственные 2010 № 1 (7) императивы в праве Научный юридический журнал (г. Москва) Редакционный совет: Учредитель Кузнецов М.Н., доктор юридических РОО "Институт государственнонаук, профессор, конфессиональных отношений...»

«• АДМИНИСТРАЦИЯ АЛТАЙСКОГО КРАЯ ГЛАВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АЛТАЙСКОГО КРАЯ ПРИКАЗ dl;@ 2016г г Барнаул О внесении изменений в приказ Главного управления образования и науки Jlлтайского края от 06092016,NQ 1467 "Об организа­ ции и проведении...»

«Влияние предобработки и аугментации данных на качество сегментации гиперинтенсивности белого вещества методами глубокого обучения Борис Широких1,2,3 и Михаил Беляев1,2 Сколковский институт науки и технологий, Москва, Россия, Институт проблем передачи информации РА...»

«СОГЛАСОВАНО ГЦИ СИВНИИР '.П. Иванов 2006 г. Внесена в Государственный Установка поверочная реестр средств измерений для счетчиков газа и спирометров Регистрационный № ~ ~ УПС-16-С Изготовлена по технической документации ООО "Научно-внедренческое предприятие "Газометр" г. Казань, зав. номер 01. Назначение и область применения Установ...»

«РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) (11) (13) RU 2 529 384 C1 (51) МПК A47G 19/34 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ 2013118602/12, 22.04.2013 (21)(22) Заяв...»




 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.