Раздел 1. Пояснительная записка
advertisement
Открытое акционерное общество “Газпром” ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ – ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ» ФИЛИАЛ В Г. УХТА УТВЕРЖДАЮ Генеральный директор ЗАО «СН Инвест» В.А. Окороков « » 20 г. РП-256 «РАБОЧИЙ ПРОЕКТ НА СТРОИТЕЛЬСТВО РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ № 30 КУМЖИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА» РАЗДЕЛ 1 ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА СОГЛАСОВАНО: Технический директор ЗАО «СН Инвест» И.о. директора филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта А.Е. Маслов « » 20 г. В.Н. Данилов « » 20 г. Начальник регионального отдела технологий строительства скважин» филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта Л.А. Руль « г. Ухта 2016 » 20 г. РП-256 «РАБОЧИЙ ПРОЕКТ НА СТРОИТЕЛЬСТВО РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ № 30 КУМЖИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА» СОГЛАСОВАНО: Заключение Главгосэкспертизы России № от « » 20 г. г. Ухта 2016 ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ РАЗРАБОТАНА В СООТВЕТСТВИИ С ГРАДОСТРОИТЕЛЬНЫМ ПЛАНОМ ЗЕМЕЛЬНОГО УЧАСТКА, ЗАДАНИЕМ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ, ДОКУМЕНТАМИ ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЗЕМЕЛЬНОГО УЧАСТКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА, ТЕХНИЧЕСКИМИ РЕГЛАМЕНТАМИ, В ТОМ ЧИСЛЕ УСТАНАВЛИВАЮЩИМИ ТРЕБОВАНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗДАНИЙ, СТРОЕНИЙ, СООРУЖЕНИЙ И БЕЗОПАСНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИЛЕГАЮЩИХ К НИМ ТЕРРИТОРИЙ, И С СОБЛЮДЕНИЕМ ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ, С НОРМАМИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И СОГЛАСНО ТРЕБОВАНИЯМ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, НОРМ И ПРАВИЛ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНЫ ТРУДА, ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, А ТАКЖЕ РУКОВОДЯЩИХ ДОКУМЕНТОВ И ИНСТРУКЦИЙ, РЕГЛАМЕНТИРУЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЮ И ТЕХНОЛОГИЮ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО ЦИКЛУ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА ОСНОВАНИИ СВИДЕТЕЛЬСТВА № ИП-059-608 О ДОПУСКЕ К ОПРЕДЕЛЕННОМУ ВИДУ ИЛИ ВИДАМ РАБОТ, КОТОРЫЕ ОКАЗЫВАЮТ ВЛИЯНИЕ НА БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА, ВЫДАННОЕ НЕКОММЕРЧЕСКИМ ПАРТНЕРСТВОМ «ОБЪЕДИНЕНИЕ ОРГАНИЗАЦИЙ, ВЫПОЛНЯЮЩИХ ПРОЕКТНЫЕ РАБОТЫ В ГАЗОВОЙ И НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ «ИНЖЕНЕР-ПРОЕКТИРОВЩИК» ОТ 17.07.2012. Главный инженер проекта _________________________Л.А. Руль (подпись) Проектная документация разослана: 1 экз.- архив Филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта 2-3 экз.- ЗАО «СН Инвест» 3 Состав проектной документации: РП-256 «РАБОЧИЙ ПРОЕКТ НА СТРОИТЕЛЬСТВО РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ № 30 КУМЖИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА» РАЗДЕЛ 1. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА. РАЗДЕЛ 2. СМЕТА РАЗДЕЛ 3. ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ РАЗДЕЛ 4. ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ РАЗДЕЛ 5. ПРОЕКТ ОРГАНИЗАЦИИ СТРОИТЕЛЬСТВА. РАЗДЕЛ 6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ. РАЗДЕЛ 7. ПАСПОРТ. РАЗДЕЛ 8. ТРЕБОВАНИЯ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТА КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА. 4 Ответственные разработчики проектной документации № пп Ф.И.О. Должность Место работы Региональный отдел технологий строительства скважин Раздел, подраздел, таблица гл. 5, 17, разд. 2 Сметы 1 Табрина И.И. инж. I кат. 2 3 Виноградова Е.Ю. Дуркин В.В. нач. лаб. -”- 4 5 6 7 Сухогузов Л.Н. Трохов В.В. Садчиков А.В. Мымрин М.Н. нач. лаб. инж I кат. нач. лаб. -”-”-”-”- 8 Горбиков О.А. инж II кат. -”- 9 Костина Л.В. инж II кат. -”- гл. 5, 17, разд. 2 Сметы гл. 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, наряд на производство буровых работ, гл. 14 гл. 7, 9, 11, 12, 15, 19 гл. 1, 2, 3, 4, 7, 11, 20 гл. 16.4, 16.5, 18, 19 гл. 11, 12, 14, 15, 16, наряд на производство буровых работ, гл. 14 генплан, план организации рельефа, геологотехнический наряд, гл. 5 разд. 3, гл. 13 10 Куликова Г.И. вед. инж -”- разд. 3, гл. 13 11 Соколова Ю.М. инж. I кат. -”- разд. 3, гл. 13 5 СОДЕРЖАНИЕ Раздел 1 С. 1 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ......................................................................... 14 2 ОСНОВАНИЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ................................................................ 16 Таблица 2.1- Основание для проектирования ........................................................ 16 3 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ................................................................ 17 Таблица 3.1 – Общие сведения................................................................................ 17 4 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА.................................................................. 18 Рисунок 4.1 – Структурная карта по ОГ С2-3top ...................................................... 19 Таблица 4.1 – Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины . 20 Продолжение таблицы 4.1 ........................................................................................ 21 Таблица 4.2 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины22 Таблица 4.3 Геокриологические данные разреза ................................................ 23 Таблица 4.4 Дополнительные сведения по мерзлоте ......................................... 23 Таблица 4.5 Нефтегазоносность ........................................................................... 24 Таблица 4.6 Характеристика вскрываемых пластов ............................................ 25 Таблица 4.7 Водоносность..................................................................................... 26 Таблица 4.8 Градиенты давлений по разрезу ...................................................... 27 Таблица 4.9 Возможные осложнения при проведении технологических операций .................................................................................................................... 28 Таблица 4.10 Отбор керна, шлама* ...................................................................... 29 Таблица 4.11 Промыслово-геофизические исследования .................................. 30 Таблица 4.12 Опробование пластов в открытом стволе ИПТ на трубах* ........... 31 Таблица 4.13 Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне32 4.1 Лабораторные исследования ............................................................................. 33 Таблица 4.14 – Комплекс лабораторных работ ...................................................... 33 5 СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ .............................................................. 36 5.1 Технико-технологические решения обустройства территории для целей бурения и строительства буровой установки ............................................................. 36 Таблица 5.1 – Проверочный расчет фундаментов под основные блоки буровой установки.................................................................................................................... 38 5.2 Архитектурно-строительные решения ............................................................... 39 5.3 Конструктивные и объемно-планировочные решения ...................................... 40 Таблица 5.1- Отводимый земельный участок ......................................................... 41 Таблица 5.2- Подготовительные работы к строительству скважины .................... 42 Таблица 5.4- Выбор типа буровой установки .......................................................... 45 6 Таблица 5.6- Спецификация комплектного и дополнительного оборудования буровой установки «МБУ 160» ................................................................................. 47 Таблица 5.7- Спецификация котельной установки ................................................. 49 Таблица 5.8- Средства автоматизации, контроля и диспетчеризации .................. 50 Таблица 5.9 –Транспортирование крупных блоков (при крупноблочном монтаже)51 Таблица 5.10 – Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования 52 Таблица 5.11- Монтаж противовыбросового оборудования и линий выкидов ..... 53 Таблица 5.12- Техника, применяемая при выполнении подготовительных и строительно-монтажных работ ................................................................................. 54 6 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ К БУРЕНИЮ СКВАЖИН................................. 55 Таблица 6.1- Подготовительные работы ................................................................. 55 7 ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ ..................................................... 56 Таблица 7.1 – Обоснование конструкции скважины ............................................... 56 Таблица 7.2 – Характеристика конструкции скважины ........................................... 57 Рисунок 7.1 - График совмещенных давлений ........................................................ 58 8 РАСЧЕТ ПРОЕКТНОГО ПРОФИЛЯ СКВАЖИН ..................................................... 59 8.1 Исходные данные ................................................................................................ 59 Таблица 8.1- Результаты расчета ............................................................................ 59 9 БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ............................................................................................ 60 Таблица 9.1 – Тип и технологические параметры бурового раствора .................. 60 Таблица 9.2 – Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора ..................................................................................................................... 61 Таблица 9.3 - Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов . 63 Таблица 9.4 - Общая (суммарная) потребность буровых материалов и химреагентов ............................................................................................................. 64 Таблица 9.5 – Объем отработанного бурового раствора и расход химреагентов на его утилизацию ..................................................................................................... 65 Таблица 9.6 – Объемы бурового раствора по интервалам бурения и скважины в целом .......................................................................................................................... 66 Таблица 9.7 - Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения скважины .................................................................................................................... 67 10 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН ................................................................... 68 Таблица 10.1- Режимы бурения ............................................................................... 68 Таблица 10.2- Характеристика и расчет компоновок низа бурильных колонн ..... 69 Таблица 10.3- Характеристика применяемых долот и норма их расхода ............. 71 Таблица 10.4 – Параметры бурильной колонны ..................................................... 73 Таблица 10.5- Гидравлические характеристики буровых насосов и забойных двигателей ................................................................................................................. 74 Таблица 10.6- Итоговые гидравлические параметры промывки ........................... 75 Таблица 10.7 - Дефектоскопия бурильных труб при помощи передвижной дефектоскопической установки ................................................................................ 76 Таблица 10.8 – Контроль за состоянием промежуточной колонны – дефектоскопия ........................................................................................................... 76 11 ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ И ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ .. 77 7 Таблица 11.1-Исходные данные для расчета обсадных колонн Ø 426 и 324 мм . 77 Таблица 11.2 - Результаты расчета ......................................................................... 77 Рисунок 11.1 - Эпюры избыточных давлений .......................................................... 78 Таблица 11.3-Исходные данные для расчета обсадной колонны диаметром 245 мм ............................................................................................................................... 79 Таблица 11.4- Результаты расчета .......................................................................... 79 Рисунок 11.2- Эпюры избыточных давлений ........................................................... 80 Таблица 11.5-Исходные данные для расчета обсадной колонны диаметром 168 мм ............................................................................................................................... 81 Таблица 11.6- Результаты расчета .......................................................................... 81 Рисунок 11.3 - Эпюры избыточных давлений .......................................................... 82 Таблица 11.7- Технологическая оснастка обсадных колонн .................................. 83 Таблица 11.8- Режим спуска обсадных труб ........................................................... 84 Таблица 11.9 - Исходные данные к расчету цементирования колонн................... 85 Таблица 11.10 - Физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня ...................................................................................................... 86 Таблица 11.11 - Параметры и компонентный состав буферных жидкостей ......... 87 Таблица 11.12 - Потребное количество материалов, оборудования и цементировочной техники......................................................................................... 89 Таблица 11.13- Гидравлический расчет цементирования. Исходные данные ..... 92 Таблица 11.14- Результаты гидравлического расчета цементирования кондуктора93 Рисунок 11.4 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования ........................................................................................................ 94 Рисунок 11.5 – Диаграмма изменения давления на стенки скважины во время цементирования ........................................................................................................ 95 Таблица 11.15 - Результаты гидравлического расчета цементирования промежуточной колонны (1 ступень) ........................................................................ 96 Рисунок 11.6 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования ........................................................................................................ 97 Рисунок 11.7 – Диаграмма изменения давления на стенки скважины во время цементирования ........................................................................................................ 98 Таблица 11.16 - Результаты гидравлического расчета цементирования промежуточной колонны (2 ступень) ........................................................................ 99 Рисунок 11.8 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования ...................................................................................................... 100 Рисунок 11.9 – Диаграмма изменения давления на стенки скважины во время цементирования ...................................................................................................... 101 Таблица 11.17 - Результаты гидравлического расчета цементирования эксплуатационной колонны (1 ступень) ................................................................. 102 Рисунок 11.10 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования ...................................................................................................... 103 Рисунок 11.11 – Диаграмма изменения давления на стенки скважины во время цементирования ...................................................................................................... 104 Таблица 11.18 - Результаты гидравлического расчета цементирования эксплуатационной колонны (2 ступень) ................................................................. 105 Рисунок 11.12 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования ...................................................................................................... 106 Таблица 11.19 - Перечень работ по контролю за процессами бурения и крепления скважины................................................................................................ 107 Таблица 11.20 - Работа специальной техники ...................................................... 108 Рисунок 11.13 – Принципиальная схема обвязки цементировочного оборудования109 8 12 ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ (ИСПЫТАНИЯ) СКВАЖИН .................................. 110 Таблица 12.1- Подготовительные и монтажные работы ...................................... 110 Таблица 12.2- Оборудование для испытания (освоения) .................................... 111 Таблица 12.3 - Компоновка лифтовой колонны (насосно-компрессорных труб) 112 Таблица 12.4- Вскрытие объектов при испытании (освоении) ............................. 113 Таблица 12.5- Методы испытания (освоения) объектов ...................................... 114 Таблица 12.6-Работы по интенсификации притока из пласта ............................. 115 Таблица 12.7- Изоляция интервалов при испытании (освоении) скважины ....... 116 Таблица 12.8 - Потребное количество материалов для испытания (освоения) пластов и интенсификации притока ....................................................................... 117 Таблица 12.9 – Работа специальной техники ....................................................... 118 Таблица 12.10- Продолжительность работы испытателя пластов, спускаемого на бурильных трубах в процессе бурения .................................................................. 119 Таблица 12.11- Продолжительность испытания (освоения) на продуктивность в обсаженном стволе ................................................................................................. 120 Таблица 12.12 – Расчет времени на проведение работ по интенсификации притока пластового флюида ................................................................................... 121 13 РЕКУЛЬТИВАЦИЯ ЗЕМЕЛЬ ............................................................................... 122 Таблица 13.1 – Объемы работ по технической и биологической рекультивации земель ...................................................................................................................... 122 14 ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ............................... 123 Таблица 14.1 – Продолжительность подготовительных работ по обустройству площадки (в том числе заключительные работы по сооружению площадки для фонтанной арматуры) ............................................................................................. 123 Таблица 14.2 – Продолжительность строительства вышки, привышечных сооружений, монтажа, демонтажа оборудования и разборки .............................. 124 Таблица 14.3 – Продолжительность бурения и крепления скважины ................. 125 Таблица 14.4 – Продолжительность испытания пластоиспытателем на бурильных трубах в открытом стволе в процессе бурения скважины .................................... 126 Таблица 14.5 – Продолжительность испытания на продуктивность в обсаженном стволе ....................................................................................................................... 127 Таблица 14.6 – Продолжительность интенсификации притока флюида ............ 128 Таблица 14.7 – Поинтервальная разбивка времени на бурение (для расчета поинтервальной шкалы стоимости метра проходки) ............................................ 129 Таблица 14.8 - Продолжительность бурения и крепления ................................... 130 15 ПРОТИВОФОНТАННАЯ И ГАЗОВАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ................................. 131 15.1 Подготовительные работы к первичному вскрытию нефтяных и газовых залежей ....................................................................................................................... 131 Таблица 15.1 –Характеристика устьевого и противовыбросового оборудования132 Таблица 15.2- Испытание на герметичность устьевого и противовыбросового оборудования........................................................................................................... 132 Таблица 15.3- Испытание на герметичность цементного кольца за обсадными колоннами ................................................................................................................ 134 Таблица 15.4 - Испытание на герметичность запорной арматуры, применяемой при бурении.............................................................................................................. 134 Таблица 15.5 – Наличие объемов бурового раствора перед вскрытием продуктивных горизонтов ........................................................................................ 135 9 Таблица 15.6 – Расход химреагентов на приготовление бурового раствора перед вскрытием продуктивных горизонтов ..................................................................... 135 Таблица 15.7 – Мероприятия по предупреждению осложнений при бурении зоны продуктивных пластов ............................................................................................. 137 15.2 Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений (ГНВП). Признаки возникновения и развития ГНВП............................................................................... 138 15.3 Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса) ........... 139 Таблица 15.8 – Периодичность контроля параметров бурового раствора ......... 140 Таблица 15.9 - Основные нештатные ситуации при ликвидации ГНВП .............. 142 15.4 Технологические операции по контролю возможного поступления флюида в процессе бурения ....................................................................................................... 142 Таблица 15.10 – Перечень оборудования для обнаружения начала ГНВП и его ликвидации............................................................................................................... 144 15.5 Мероприятия по предупреждению ГНВП при СПО ...................................... 144 Таблица 15.11 – Расчетный объем промывочной жидкости для долива скважины при подъеме бурильной колонны ........................................................................... 145 15.6 Мероприятия по предупреждению ГНВП и порядок работы по герметизации устья скважины при отсутствии бурильного инструмента в скважине и при геофизических работах. Испытание скважины ........................................................ 146 15.7 Мероприятия по предупреждению ГНВП при спуске обсадной колонны .. 149 15.8 Решения по обеспечению беспрепятственной эвакуации людей с территории объекта .................................................................................................... 150 15.9 Решения по обеспечению беспрепятственного ввода и передвижения на проектируемом объекте сил и средств ликвидации последствий аварий ............. 151 15.10 Мероприятия по предупреждению осложнений при бурении в зоне АВПД.151 15.11 Дополнительные требования к строительству скважины при наличии сероводорода.............................................................................................................. 155 16 ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, ПРОМЫШЛЕННАЯ САНИТАРИЯ .... 157 16.1 Требования промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта ....................................................................................... 157 16.2 Требования промышленной безопасности по готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте ........................................................................................................................ 159 16.3 Производственный контроль соблюдения требований промышленной безопасности............................................................................................................... 160 Таблица 16.1 - Требования и мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике, промышленной санитарии......................................... 162 Таблица 16.2- Средства индивидуальной защиты ............................................... 164 Таблица 16.3 - Средства коллективной защиты от шума и вибраций ................. 165 Таблица 16.4 – Нормы освещенности ................................................................... 166 10 Таблица 16.5 – Средства контроля воздушной среды ......................................... 167 Таблица 16.6 – Санитарно- бытовые помещения ................................................. 168 Таблица 16.7 – Вентиляция .................................................................................... 168 16.4 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности .............................. 168 16.5 Инженерно-технические мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций ............................................................... 168 16.6 Мероприятия по предотвращению постороннего вмешательства в ходе строительства скважин .............................................................................................. 168 17 ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ................................................................... 169 17.1 Характеристика района работ и условий строительства............................. 169 17.2 Оценка развитости инфраструктуры ............................................................. 172 Рисунок 17.1 – Обзорная карта района работ ....................................................... 173 17.3 Обоснование потребности в жилье и социально-бытовом обслуживании персонала, участвующего в строительстве .............................................................. 174 Таблица 17.1 - Схема транспортировки грузов оборудования и пробега спецагрегатов .......................................................................................................... 175 Таблица 17.2 – Схема транспортировки вахт ........................................................ 178 Таблица 17.3 – Количество рейсов вертолета ...................................................... 179 Таблица 17.4- Схема электроснабжения ............................................................... 180 Таблица 17.5- Линии электропередач.................................................................... 181 Таблица 17.6 - Виды и объемы использования воды при строительстве скважины182 Таблица 17.7 – Потребность в горюче-смазочных материалах ........................... 183 Таблица 17.8 – Потребность в электрической энергии ........................................ 184 18 ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ............................ 185 Рисунок 18.1 – Структура возникновения осложнений, нештатных и аварийных ситуаций при строительстве скважины и направления воздействия этих ситуаций на окружающую природную среду ......................................................................... 187 Таблица 18.1 – Матрица «вероятность – тяжесть последствий» ........................ 188 Таблица 18.2 – Количественная оценка степени риска возникновения открытого фонтана .................................................................................................................... 190 19 КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИНЫ ............................................................................. 191 19.1 Консервация скважины по окончании строительства .................................. 191 Таблица 19.1-Объем работ по консервации скважины ........................................ 192 Таблица 19.2- Характеристика и расчет компоновок низа бурильных колонн ... 193 Таблица 19.3- Количество материалов, необходимое для приготовления технологических растворов .................................................................................... 194 Таблица 19.4 - Типы и параметры технологических растворов ........................... 194 Таблица 19.5 - Количество материалов, необходимое для приготовления технологических растворов .................................................................................... 195 Таблица 19.6 - Оборудование для приготовления технологических растворов . 195 Таблица 19.7 - Исходные данные к расчету установки цементных мостов ........ 196 11 Таблица 19.8- Количество материалов, необходимое для приготовления тампонажных растворов ......................................................................................... 196 Таблица 19.9- Работа специальной техники ......................................................... 196 20 РАБОЧИЙ ПРОЕКТ НА СТРОИТЕЛЬСТВО РАЗВЕДОЧНОЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НА ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ................................. 197 20.1 Физико-географическая характеристика района работ ............................... 197 20.2 Геологическая часть ....................................................................................... 199 Таблица 20.1 – Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины199 Таблица 20.2 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины .................................................................................................................. 200 Таблица 20.3 Геокриологические данные разреза ............................................ 201 Таблица 20.4 Дополнительные сведения по мерзлоте ..................................... 201 Таблица 20.5 Водоносность................................................................................. 202 20.3 Полевые работы ............................................................................................. 203 20.3.1 Буровые работы........................................................................................ 203 Таблица 20.6 - Объемы бурового раствора .......................................................... 203 Таблица 20.7 - Рецептура приготовления бурового раствора, расход буровых материалов и химреагентов ................................................................................... 203 Таблица 20.8 - Рекомендуемые параметры циркулирующего раствора ............. 204 Таблица 20.9 – Объемы бурения по категориям пород, затраты времени и труда204 20.3.2 Вспомогательные работы, сопутствующие бурению ............................. 206 20.3.3 Крепление скважин ................................................................................... 206 20.3.4 Промывка скважины перед каротажем и креплением ........................... 208 20.3.5 Геофизические исследования в скважине .............................................. 208 Таблица 20.10 – Расчет затрат времени ............................................................... 208 20.3.6 Гидрогеологические работы .................................................................... 209 20.3.7 Ликвидационный тампонаж скважин ....................................................... 209 20.4 Работы по составлению паспорта скважины ................................................ 210 20.5 Наблюдение за составом подземных вод .................................................... 210 21 ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ И РУКОВОДЯЩИХ ДОКУМЕНТОВ .................. 212 Таблица 21.1- Перечень нормативных и руководящих документов .................... 212 22 ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ К ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ .......................................................................................................... 215 Таблица 22.1 ............................................................................................................ 215 ПРИЛОЖЕНИЕ А – НАРЯД НА ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ РАБОТ ................... 216 ПРИЛОЖЕНИЕ Б – ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ................................................. 218 ПРИЛОЖЕНИЕ В – ПАСПОРТА МОБИЛЬНЫХ ЗДАНИЙ ......................................... 227 12 ПРИЛОЖЕНИЕ Г - РАСЧЕТ УРОВНЕЙ ШУМА НА РАБОЧИХ МЕСТАХ И В ПОМЕЩЕНИЯХ ВРЕМЕННОГО ПРОЖИВАНИЯ РАБОТАЮЩИХ (ВАГОН-ДОМИКИ) ........................................................................................................ 258 Таблица 1 – Уровни звука при полной нагрузке агрегатов ................................... 258 Таблица 2 – Предельно допустимые уровни звукового давления, уровни звука и эквивалентные уровни звука для основных наиболее типичных видов трудовой деятельности и рабочих мест ................................................................................. 260 ПРИЛОЖЕНИЕ Д - ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ НАРЯД………….……………….карман ПРИЛОЖЕНИЕ Е - ГЕНПЛАН…………...…………………………………………….карман ПРИЛОЖЕНИЕ Ж - ПЛАН ОРГАНИЗАЦИИ РЕЛЬЕФА..………………………….карман ПРИЛОЖЕНИЕ З – ПАСПОРТ АНЦ 32/50 ................................................................... 267 ПРИЛОЖЕНИЕ И – РУКОВОДСТВО ПО ПРОИЗВОДСТВУ ПОЛЕТОВ ООО АВИАПРЕДПРИЯТИЕ «ГАЗПРОМАВИА» .................................................................. 271 ПРИЛОЖЕНИЕ К – СХЕМА НАРУЖНЫХ КОММУНИКАЦИЙ .................................... 274 13 1 Обозначения и сокращения АКБ АВПД АК АКЦ Б БК БКЗ БМК БУ БПУ БСВ БШ БМ ВЗД В.И. ВЛ ВЧ ВСП ВИКИЗ ВАК (АКШ-1) Автоматический ключ бурильщика Аномально высокое пластовое давление Акустический каротаж Акустическая цементометрия Барометрия Боковой каротаж Боковое каротажное зондирование Боковой микрокаротаж Буровая установка Блок передвижной унифицированный Буровые сточные воды Буровой шлам Блок манифольда Винтовой забойный двигатель Вес инструмента Влагометрия Военизированная часть Вертикальное сейсмическое профилирование Высокочастотное электромагнитное зондирование Волновой акустический каротаж ВУБЖ Вязкоупругая буферная жидкость ВЧТ ГГКп ГДИ ГГКц ГзК ГНВП ГК ГСМ ГИС ГТН ГТИ ИК ЗИП ИТР КНБК КС КИИ КШЦ КНК (РКС-3) ЛЭП ЛМ МНК ММП МС НК НКТ НГК ОБР ОЗЦ Высокочувствительная термометрия Гамма-гамма каротаж плотностной Гидродинамический излучатель Гамма-гамма цементометрия Газовый каротаж Газонефтеводопроявления Гамма-каротаж Горюче-смазочные материалы Геофизические исследования скважин Геолого-технический наряд Геолого-технологические исследования Индукционный каротаж Запасные части, инструменты, принадлежности Инженерно-технические работники Компоновка низа бурильной колонны Калибратор спиральный Испытатель пластов на бурильных трубах Кран шаровой Компенсированный нейтронный каротаж прибором РКС-3 Линии электропередач Локация муфт Многозондовый нейтронный каротаж Многолетнемерзлые породы Микросферы стеклянные Нейтронный каротаж Насосно-компрессорные трубы Нейтронный гамма-каротаж Обработанный буровой раствор Ожидание затвердения цемента 14 ОП ОТР ОТС ОЦК ОТТГ ОКК ПДВ ПСД ПДК ПВО ПМК ПУГ ППУ РЕЗ РК СИЗ СНМ СНС СБ УКР СПО СМН СКЦ Т ТФ ТСШ УБТ УКПГ ХЛ ЦВС ЦА ШО ФА ЯМК УВ Опробование пластов на кабеле Облегченный тампонажный раствор Облегченная тампонажная смесь Определение уровня цементного кольца Обсадные трубы с трапециидальной резьбой с герметизирующим пояском Обвязка колонная клиновая Предельно-допустимый выброс Проектно-сметная документация Предельно-допустимая концентрация Противовыбросовое оборудование Порошок магнезитовый каустический Превентор универсальный гидравлический Паровая передвижная установка Резистивиметрия Радиоактивный каротаж Средства индивидуальной защиты Синтетический нетканый материал Статическое напряжение сдвига Сборник Укрупненных комплексных расценок Спускоподъемные операции Смесительная машина Станция контроля цементирования Термометрия Твердая фаза Турбобур секционный шпиндельный Утяжеленные бурильные трубы Установка комплексной переработки газа Хладостойкое исполнение Цементно-вермикулитовая смесь Цементировочный агрегат Шаровой отсекатель Фонтанная арматура Ядерно-магнитный каротаж Углеводороды 15 2 Основание для проектирования Таблица 2.1- Основание для проектирования Наименование документа Номер и дата утверждения Договор подряда на разработку проектно-сметной документации № 12.43 от 05.12.2012 г. Лицензия НРМ 00671 НР на право пользования недрами, выдана 24 декабря 2007г._________________ зарегистрирована 24 декабря 2007г. в ФАН МПР РФ Программа разведочных работ на Кумжинском ЛУ. г. Москва, 2010 г. Свидетельство о допуске к определенному виду или видам работ, кото- № ИП-059-608 рые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строи- от 17.07.2012 г. тельства, выданное некоммерческим партнерством «Объединение организаций, выполняющих проектные работы в газовой и нефтяной отрасли «Инженер-проектировщик» 16 3 Общие сведения о районе работ Таблица 3.1 – Общие сведения Наименование 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1 Наименование площади (месторождения) Расположение площади Температура воздуха среднегодовая Температура максимальная летняя Температура минимальная зимняя Среднегодовое количество осадков Интервал залегания ММП Продолжительность отопительного периода Преобладающее направление ветра летом зимой Наибольшая скорость ветра Состояние грунта Толщина снежного покрова Мощность сезоннооттаивающего слоя - характер растительного покрова Характеристика подъездных дорог: - протяженность и характер покрытия дороги от базы до буровой Источник водоснабжения технического питьевого 16 Источник энергоснабжения буровой 17 Источник электроснабжения буровой 18 Средства связи 19 20 Источник местных строительных материалов Местонахождение баз: - база предприятия-Подрядчика по бурению - база предприятия Заказчика Транспортные маршруты: - ж/д - автотранспорт - вертолет 21 Единицы измерения 2 C C C мм м сут. м/с м м Значение, название величины 3 Кумжинская НАО -3.5 33.0 -48 430 370 262 С и СВ ЮЗ и Ю 29 до 0.5 до 3.5 м тундра 530 км, зимник Усинск - скв. 30 Кумжинская Водная скважина – 1 шт. Привозная бутилированная вода, г. Нарьян-Мар Caterpillar C15-2 шт. с автоматической коробкой передач Allison 4700, ЭД315-Т400-1РК-2 шт АД100-Т400-1РН-1шт (резерв) Мобильный спутниковый телефон г. Нарьян-Мар г. Усинск Г. Нарьян-Мар см. табл. 17.1, 17.2 17 4 Геологическая характеристика Кумжинское газоконденсатное месторождение расположено в северо-западной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в районе Большеземельской тундры в 75 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, расположенной на севере Шапкина - Юрьяхинского вала. По нефтегазогеологическому районированию оно относится к Шапкино-Юрьяхинскому НГР Печоро-Колвинской НГО. Впервые Кумжинская структура была выявлена работами МОВ в 1968 году и подготовлена к глубокому поисковому бурению детальными сейсморазведочными работами МОВ по отражающим горизонтам Ia (P2−Р1), II-III (C1) в 1970 году, по более глубоким горизонтам − в 1974 году. В 1974 г. в поисковой скв. №1 при опробовании карбонатных верхнекаменноугольных отложений был получен приток конденсатного газа дебитом 65,2 тыс. м3/сут. К концу опытной эксплуатации дебит газа составил 585 тыс. м3/сут. Всего в пределах Кумжинского месторождения пробурено 24 скважины: семь поисково-оценочных, 14 разведочных, три структурно-поисковых. Вскрыт разрез от четвертичных до силурийских отложений на глубину 4505 м. В результате бурения скважин была установлена промышленная газоносность средне- верхнекаменноугольных карбонатных и пермско-нижнетриасовых терригенных пород. В 2010 г ЗАО «СН-Инвест» и ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» выполнена обработка и интегрированная интерпретация сейсмических материалов МОГТ 3D и скважинных данных на Кумжинском лицензионном участке (М. Ю. Ярлыков, 2010 г.), позволившая уточнить модель строения Кумжинского месторождения, (рис.4.1). Целью разведочных работ на Кумжинском лицензионном участке является обеспечение прироста запасов углеводородного сырья на Кумжинском газоконденсатном месторождении и создания предпосылок для дальнейшего экономического развития района исследований Решение проектируемых геологических задач обеспечит бурение разведочной скважины №30 с проектной глубиной 2500 м и проектным горизонтом − средний карбон. 18 Рисунок 4.1 – Структурная карта по ОГ С2-3top 19 Таблица 4.1 – Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины Стратиграфическое подразделение название Глубина залегания по вертикали, м от (верх) индекс до (низ) Толщина, м Элементы залегания по подошве, градус угол азимут 20 Кайнозойская группа Четвертичная система Меловая система Нижний отдел Юрская система Верхний отдел Q 0 150 150 Нет данных К1 150 370 220 Нет данных J3 370 470 100 Нет данных Нижний-средний отделы Триасовая система Средний-верхний отделы J1-2 470 685 215 Нет данных Т2-3 685 1180 495 Нет данных Нижний отдел Т1 1180 1530 350 Нет данных Пермская система Верхний отдел Р2 1530 1880 350 Нет данных Горная порода стандартное описание породы (структура, текстура, минеральный состав) Суглинки опесчаненные с гравием, галькой, валунами с линзами и прослоями галечников Глины темно-серые и песчано-алевритовые породы, неравномерно глинистые Глины сильно известковистые, неравномерно алевритистые, в нижней части разреза − переслаивание глин неравномерно алевритистых, известковистых, песчаников неравномерно известковистых, глинистых и алевролитов глинистых Пески светло-серые, кварцевые, с прослоями алевролитов, глин и песчаников Переслаивание глин зеленовато-серых, с включениями конкреций сидерита и углефицированных растительных остатков, песчаников серых, глинистых и алеврлитов светло-серых, мелкозернистых Переслаивание глин коричневато-красных, неравномерно алевритистых, с растительным детритом, алевролитов серых, зеленовато-серых, глинистых, плотных и песчаников зеленовато-серых, полимиктовых, разнозернистых, глинистых Переслаивание песчаников серых, полимиктовых, неравномерно глинистых, известковистых, алевролитов серых, глинистых, местами окремненных, аргиллитов темносерых, черных, с прослоями угля небольшой мощности, глин аргиллитоподобных, углистых, с многочисленными включениями растительных остатков Коэффициент кавернозности 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 Продолжение таблицы 4.1 Стратиграфическое подразделение название индекс Глубина залегания по вертикали, м от (верх) до (низ) Толщина, м Элементы залегания по подошве, градус угол азимут 21 Нижний отдел Кунгурский ярус Р1k 1880 2010 130 Нет данных Артинский ярус Р1ar 2010 2200 190 Нет данных Ассельский-сакмарский Р1a-s ярусы 2200 2270 70 Нет данных Каменноугольная система Верхний-средний отделы С2-3 2270 2450 180 Нет данных Нижний отдел С1 2450 2500 320 Нет данных Горная порода стандартное описание породы (структура, текстура, минеральный состав) Аргиллиты темно-серые, плотные, с включениями растительного детрита и трещинами, заполненными кальциитом, с подчиненными прослоями алевролитов светло- и темно-серых, неравномерно глинистых, с включениями брахиопод, пелеципод и мшанок, частично пиритизированных, и песчаников серых, полимиктовых, участками известковистых Известняки серые, глинистые, скрытокристаллические, переходящие в мергели. В верхней части разреза − пролои кварцевых алевролитов Известняки серые, мелкокристаллические, прослоями глинистые, с отпечатками брахиопод и обилием криноидей Известняки светло-серые, органогенно-обломочные и органогенно-детритовые, пелитоморфные и кристаллические, преимущественно массивные, неравномерно доломитизированные, пористо- кавернозные и плотные, неравномерно окремненные, с включениями кремнистой породы в виде прослоев толщиной до 20 см и желваков размером до 6 х 8 см Известняки и доломиты с прослоями аргиллитов и алевролитов, ангидриты. Известняки серые, тесно-серые, плотные, крепкие, органогенно-детритовые, неравномерно доломитизированные, массивные. Доломиты серые, тонкозернистые, плотные, выщелоченные, каверны заполнены ангидритом и кальцитом. Ангидриты темно-серые, серые с голубоватым оттенком, плотные, крепкие, массивные. Коэффициент кавернозности 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Таблица 4.2 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Индекс Интервал, м стратиграфиот до ческого (верх) (низ) горизонта Q 0 150 22 К1 150 370 J3 370 470 J1-2 470 685 Т2-3 685 1180 Т1 1180 1530 Р2 1530 1880 Р1k 1880 2010 Р1a-s-ar 2010 С2-3 2270 С1 2450 2270 2450 2500 Краткое название горной породы Песок Суглинки Супесь Глины Алевролиты Песчаники Глины Алевролиты Песчаники Глины Песчаники Глины Алевролиты Песчаники Глины Алевролиты Песчаники Песчаники Аргиллиты Алевролиты Аргиллиты Алевролиты Песчаники Известняки Известняки Известняки Доломиты Ангидриты Аргиллиты Пористость, % Проницаемость, мД 1900 35 До 500 40-50 − 25-50 2 Категория Коэфпо промысМодуль фициент ловой класупругоПуассосификации сти, на, (мягкая и т. 10-4 МПа доли ед. д.) М Н.д. 0,05-0,06 2000 5 До 20 70-80 − 40-100 4-6 М+С 2100 5 До 20 70-80 До 30 40-100 4-6 М+С 2100 5 До 20 50-60 − 40-100 4-6 М+С 2100 10-14 20-30 70-80 − 60-100 4-6 С 2100-2300 10-14 20-30 70-80 − 60-120 4-6 С 2100-2300 15-30 10-100 50-60 20-30 80-120 4-6 С 2100-2300 5 10-50 50-60 80-120 4-6 С 2100-2300 2400 2400 12-18 10-30 10-14 До 100 До 500 300-400 20-40 10-20 До 20 80-150 80-200 90-150 4-6 4-6 4-5 С С+Т С Плотность, кг/м3 Глинистость, % Карбонатность, % 60-80 60-70 70-80 Твердость, кг/мм2 Абразивность 0,38-0,45 0,30-0,33 0,30-0,35 0,38-0,45 0,30-0,33 0,30-0,35 0,38-0,45 0,30-0,35 0,38-0,45 0,30-0,33 0,30-0,35 0,38-0,45 0,30-0,33 0,30-0,35 0,30-0,35 0,38-0,45 0,30-0,33 0,38-0,45 0,30-0,33 0,30-0,35 0,17-0,38 0,17-0,38 0,17-0,38 0,35-0,38 0,38-0,44 0,38-0,45 0,04-0,14 0,15-1,10 0,09-2,87 0,04-0,14 0,15-1,10 0,09-2,87 0,04-0,14 0,09-2,87 0,04-0,14 0,15-1,10 0,09-2,87 0,04-0,14 0,15-1,10 0,09-2,87 0,09-2,87 0,04-0,14 0,15-1,10 0,04-0,14 0,15-1,10 0,09-2,87 2,0-5,0 2,0-5,0 2,0-5,0 5,0-8,0 0,3-2,7 0,04-0,14 Таблица 4.3 Геокриологические данные разреза Глуби- Температура поИнтерна зарод вал за- легания легания нейтра нейтраль ного ММП, льного слоя, м слоя, °С м 0-370 Н.д. Н.д. Глубина нулевой изотермы, м Распределение температуры, °С Льдистость, % Н.д. -1-3 До 30 консолидированных глин от до 100 300 Интервалы залегания, м межмерзлотных плывунов газогидратов таликов криопегов от до от до от до от до нет нет нет нет нет нет нет нет Таблица 4.4 Дополнительные сведения по мерзлоте 23 Засоленность пластовой воды в интервале ММП, % 0,10-0,30 Давление разрыва пород, МПа Н.д. Объемная теплоемкость пород, о Дж / (кг · К ) талые мерзлые 750 560 Коэффициент теплопроводности пород, о Вт / (м · К ) талые мерзлые Пески 2,15 Пески 2,35 супеси 1,55 супеси 1,65 глины 1,30 глины 1,45 Температура фазового перехода воды в лед, °С -1 Таблица 4.5 Нефтегазоносность Интервал, м Индекс стратиграфичеот ского гори(верх) зонта до (низ) Тип флюида Содержание ПлотПроницаность емость, серы Относижидкой тельная ___мД___ в фазы в серовоплотность подвиж- нефт СО2,, атмодорода, ность, газа по и, % об. сферных % об. 2 воздуху % мкм условиях, (МПа·с) масс. г/см3 T1 1480 1530 Газ Н.д. 0,68 Более 20 − 2,5 0,2 Р2 1600 1800 Газ Н.д. 0,65 Более 20 − − 0,2 C2-3 2270 2450 Газ − 0,637 До 100 − 0,1 3,5 Средний дебит газа, тыс. м3/сут 24 25,6 диаф. 7 мм (скв. 135) 321,6 диаф. 15 мм (скв. 3) 1353,97 диаф. 29 мм (скв. 9) нефти, м3/сут СоТем- ГадерТемпезожаперавый ние ратура фак- газотура в тор вого на пла- нефт конустье сте, и, ден°С °С м3/м3 сата, г/м3 − Н.д. 33 − − − Н.д. 45 − − − Н.д. 57 − − Таблица 4.6 Характеристика вскрываемых пластов Интервал залегания, м Индекс пласта Т1 Р2 C2-3 от (верх) 1460 1600 2390 до (низ) 1530 1800 2450 Тип коллектора Терригенный Терригенный Карбонатный Тип флюида Газ Газ Газ Пористость, % 14-32 15-30 10-30 Проницаемость, мДа > 20 > 20 До 500 Коэффициент газо-, кондесато-, нефтенасыщенности − − − Пластовое давление, МПа 15,7 18,4 26,0 Коэффициент аномальности 0,0105 0,0108 0,011 Толщина глинистого раздела флюидвода, м Н.д. 30-40 Н.д. 25 Таблица 4.7 Водоносность Интервал, м Индекс стратиграфического горизонта Тип коллектора от (верх) до (низ) 0 150 Поровый K1 P1k 150 2010 P1ar C1 2010 2500 Поровый, трещиннопоровый Поровый, трещинно- поровый, каверново-поровый Q Свободный дебит, м3/сут МинеПлотность раливоды, зация кг/м3 общая, г/л Тип воды по классификации В.А. Сулина СНсульфатнонатриевый ГКНгидрокарбонатнонатриевый ХМ-хлормагниевый ХК-хлоркальциевый Перелив не предполагается То же 1000 до 3 Различного типа 1000-1030 1-50 ХК -“- 1030-1120 50-180 ХК Химический состав воды, мг-экв Анионы Катионы Cl SO4 HCO3 Na+K Ca Mg Скв. 3 Василковская (инт. 36-40 м, mgm III1-2) 167,9 0,1 11,4 155,8 4,4 19,0 Скв. 133 Кумжинская (инт. 1570-1579 м, P2kz+t) 740 1,07 2,0 548,4 132,0 64,0 Скв. 12 Кумжинская (инт. 2449-2460 м, C2m) 2440 24,6 11,7 1973, 347,0 159,0 Относится к источнику питьевого водоснабжения Да (при минерализации до 1 г/л) Нет Нет 26 8 Примечание 1. По региональными данным, водонасыщенные интервалы отложений Q возраста, приуроченные к сезонно талому слою и к таликам сквозного и несквозного характера, вмещают пресные и солоноватые воды различного состава и типа. Таблица 4.8 Градиенты давлений по разрезу Стратиграфическое подразделение Q К1 J3 J1-2 Т2-3 Т1 Р1 Р1k Р1a-s-ar С2-3 С1 Интервал от (верх), м до (низ), м 0 150 370 470 685 1180 1530 1880 2010 2270 2450 150 370 470 685 1180 1530 1880 2010 2270 2450 2500 Коэффициент аномальности пластового давления 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,0105 0,0108 0,0108 0,0108 0,011 0,011 27 горного давления, МПа/м 0,021 0,022 0,022 0,024 0,024 0,024 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 Градиенты порового гидродавлеразрыва ния, пород, МПа/м МПа/м 0,01 0,018 0,01 0,018 0,01 0,018 0,01 0,0182 0,01 0,0182 0,0105 0,018 0,0108 0,0182 0,0108 0,0185 0,0108 0,0185 0,011 0,0186 0,011 0,0181 температуры С/м 0,035 0,030 0,028 0,028 0,024 0,025 0,025 0,026 0,025 0,025 0,024 Таблица 4.9 Возможные осложнения при проведении технологических операций Стратиграфическое подразделение Q - K - J2-3 Интервал, м от до (верх) (низ) 0 650 Вид, характеристика осложнения Мероприятия по предупреждению осложнений Размыв устья скважины, кавернообразования, обвалы стенок скважины, оттаивание многолетнемерзлых пород Спуск кондуктора на гл. 650 м для перекрытия зоны многолетнемерзлых пород. Промывка скважины полимер-глинистым раствором с пониженной температурой. Применение тампонажного раствора, твердеющего при температурах от 0º до + 5ºС. Применение хлоркалиевого бурового раствора с пониженной диспергирующей способностью. Регулирование параметров бурового раствора в соответствии с требованиями проекта. Профилактические проработки ствола скважины в интервалах сужения. Обязательное применение смазочных добавок и детергентов, использование наполнителей различного вида и фракционного состава. Использование 4-х ступенчатой системы механической очистки, включая ФЦУ. Введение ограничений на оставление инструмента без движения при бурении или промывке. Применение КНБК, включающих УБТ со спиральными канавками. Спуск промежуточной колонны на гл. 2250 м. Применение хлоркалиевого бурового раствора с пониженной диспергирующей способностью. Регулирование параметров бурового раствора в соответствии с требованиями проекта. Профилактические проработки ствола скважины в интервалах сужения. Обязательное применение смазочных добавок и детергентов, использование наполнителей различного вида и фракционного состава. Использование 4-х ступенчатой системы механической очистки, включая ФЦУ. Введение ограничений на оставление инструмента без движения при бурении или промывке. Применение КНБК, включающих УБТ со спиральными канавками. Спуск эксплуатационной колонны на гл. 2500 м с цементированием расширяющимися цементными растворами с повышенной сульфатостойкостью. J1-2 - T - P 650 2250 Кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины, подсыпание алевролитов, сужение ствола скважины изза образования фильтрационной корки в проницаемых отложениях, сальникообразование, возможны прихваты бурильной колонны из-за перепада давления и в результате образования сальников, сужения ствола скважины. Газопроявления в отложениях Р2-Р1k. Поглощения бурового раствора в интервале 1590-2230 м от частичных до потери циркуляции C 2250 2500 Кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины, подсыпание алевролитов, сужение ствола скважины изза образования фильтрационной корки в проницаемых отложениях, наработка бурового раствора, сальникообразование, возможны прихваты бурильной колонны из-за перепада давления и в результате образования сальников, сужения ствола скважины, Газопроявления в интервале 2390-2500м. 28 Таблица 4.10 Отбор керна, шлама* Отбор керна интервал, м Отбор шлама интервал, м Стратиграфическое подразделение от (верх) до (низ) метраж отбора керна С2-3, С1 2370 2500 130 от (верх) до (низ) 2000 2500 частота отбора Через каждые 10 м проходки * отбор керна корректируется геологической службой заказчика по данным ГИС и производится в фиберглассовые или алюминиевые керноприемники. 29 Таблица 4.11 Промыслово-геофизические исследования Масштаб Замеры производятся, м записи в интервале на глубине, (шаг квантовам от до ния) 1 2 3 4 5 Под кондуктор диаметром 324 мм (гл. 650 м) Ст. каротаж, ПС, ГК, ПФ, инклинометрия (через 1:500 650 650 30 25 м), термометрия 0,2 В кондукторе диаметром 324 мм (гл. 650 м) ОЦК, 1:500 0 0 650 АКЦ 0,2 650 650 0 Под промежуточную колонну диаметром 245 мм (гл. 2250 м) Ст. каротаж, ПС, ПФ, ГК, ИК, АК, Т°, инкл. 1:200 1500 1500 650 ГГК-П, АК, БК 7/9, ИК, резистивиметрия, термо1:200 2250 2250 1500 метрия, инклинометрия (через 25 м), ст. кар,ПС,ГК. Наименование исследований В промежуточной колонне диаметром 245 мм (гл. 2250 м) ОЦК (термометрия) 1:200 0 (0,2) АКЦ, 1:500 2250 (0,2) Под эксплутационную колонну диаметром 168 мм (гл. 2500 м) Ст. каротаж, ПС, ПФ, ГК, НГК, 2ННК-НТ, ГГК-П, 1:200 2500 АВАК-11, МК, СГК, БК 7/9, ВИКИЗ, 4ИК, рези(0,1; 0,2) стивиметрия, термометрия, инклинометрия (через 25м) ИНГК 0 2250 2250 0 2500 2250 2500 2250 В эксплутационной колонне диаметром 168 мм (гл. 2500 м) ОЦК (термометрия) 1:200 0 0 (0,2) АКЦ 1:500 2500 2500 (0,2) В процессе бурения ГТИ по всему стволу Газовый каротаж После окончания бурения Термоградиент 1:200 0 0 (0,2) ИНГК в колонне 2500 2500 0 2500 2250 В интервалах перфорации ГК для привязки, локатор муфт, дефектоскопия, термометрия, НК – до перфорации. Локатор муфт, дефектоскопия, термометрия, НК, ГК – после перфорации. Для контроля испытания перспективных объектов: ГДИ (ВЧТ, Б, ВЛ, расходометрия, шумометрия, КВД) Примечание: С глубины 650 м каротаж проводить с применением каротажного кабеля c повышенной коррозионностойкостью. – Комплекс ГТИ провести согласно «Технической инструкции по проведению геолого-технических исследований нефтяных и газовых скважин», Тверь, 2001 г. – Гидродинамические исследования в процессе испытания скважины проводить на глубинной лебёдке с проволокой повышенной коррозионостойкости. 30 Таблица 4.12 Опробование пластов в открытом стволе ИПТ на трубах* Индекс стратиграфического подразделения Интервал испытания, м от до Тип испытателя (или опробователя) Испытание объектов в открытом стволе не производится 31 Количество режимов, шт. Таблица 4.13 Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне Интервал*, м Номер объекта I Стратиграфическое подразделение C2-3 от (верх) 2370 до (низ) 2450 Перфорационная среда вид Перфорационный раствор (NaCl или KCl) плотность, 3 кг/м 1190 Количество отверстий на 1 погонный метр, шт. 20 Вид перфорации На НКТ МиниКолимальный чество интервал режиТип Типоразмер перфомов пластоперфораторации за (штуцевого ра один ров) флюида спуск, испым тания ПКО-89(20) 40 5 прямого и Газ, 2 обвода ратного хода Способ вызова притока Замена промывочной жидкости на воду, свабирование *- Корректируются геологической службой Заказчика по результатам оперативного заключения ГИС, газовому Примечание каротажу, испытаниям в открытом стволе, люминесцентному анализу шлама и керна. 32 4.1 Лабораторные исследования Таблица 4.14 – Комплекс лабораторных работ №№ пп Наименование исследований 1 1 2 Макроскопическое описание керна с отбором образцов обр. 2 Описание образцов шлама обр. 3 Дезинтеграция, отбор и определение остракод обр. 4 Определение брахиопод обр. 5 Единица измерения 3 Изготовление палеонтологических шлифов и определение обр. фораминифер 6 Изготовление и описание петрографических шлифов обр. 7 Люминесцентный анализ обр. обр. 9 Химический анализ породы (солянокислотная вытяжка, силикатный анализ, формы железа и серы, водные вытяжки из пород) Рентгеноструктурный анализ 10 Определение карбонатности обр. 11 Определение коллекторских свойств пород обр. 12 Отражательная способность витринита обр. 13 Анализ проб газа проба 14 Анализ проб газоконденсата проба 15 Анализ проб нефти проба 16 Анализ проб воды проба 17 Определение концентраций металлов в водах (литий, проба 8 33 обр. Количество образцов, проб 4 1 образец из каждого метра отобранного керна Суммарное количество образцов В карбонатной части разреза из каждой литологической пачки из каждой литологической пачки В карбонатной части разреза из каждого слоя и у стратиграфических границ Из каждой литологической пачки 1 образец с 10 м, в газонасыщенных интервалах – 3 образца (кровля, средняя часть, подошва) Из каждого слоя пород 1 обр. на 10 м, в продуктивной части разреза – 3 образца (кровля, средняя часть, подошва) Из каждой разновидности пород 1 обр. через 0,5 м – для плотных пород и через 0,1 м – для пористых Отдельные образцы с углефицированным детритом 3 пробы на 1 объект 3 пробы на 1 объект 3 пробы на 1 объект 3 пробы на 1 объект 4 определения на 18 19 20 21 стронций, рубидий, цезий и др.) Определение концентраций металлов в нефтях (ванадий, проба никель и др.) Определение содержания сероводорода и углекислого га- проба за в газе, нефти и воде Определение концентраций газов, рассеянных в породах Обр. Определение параметров залежей: эффективной нефтегазонасыщенной мощности, коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, усредненных значений физикохимических свойств нефтей и газов, площади и объема нефтегазонасыщенных пород, коэффициента извлечения газа и нефти. - объект 4 определения на объект Из каждого объекта 1 обр. из литологической разности, в нефте- газоперспективных интервалах - 3 обр. (кровля, средняя часть, подошва) Из каждой залежи в соответствии с необходимостью обеспечения данными для подсчета запасов Для полного и всестороннего изучения геологического строения и нефтегазоносности отложений, а также обоснования подсчетных параметров по залежам углеводородов, проектируется проведение лабораторных исследований образцов керна и проб нефти, конденсата, растворенного газа, пластовой воды. Важным условием для получения сопоставимых значений исследуемых параметров является проведение различных анализов на одном и том же образце керна. В связи с этим по керну, поднятому из какого-либо интервала продуктивного пласта, необходимо определить основные коллекторские свойства, а также выполнить комплекс литологических исследований. Срочное макроскопическое описание выполняется на буровой непосредственно после извлечения керна их колонковой трубы представителем геологической службы с целью отнесения керна к тому или иному литотипу, фиксация наличия каверн и трещин, установления степени макрооднородности визуальной оценки характера насыщения. Результаты макроописания записываются в геологический журнал. Более точное макроописание выполняется в кернохранилище или лаборатории. Описание должно проводиться в следующем порядке: название пород, структура, состав и характер цементизации, крепость цементизации, наличие видимых пустот, текстура породы, особенности минералогического состава, наличие включений и конкреций, наличие остатков организмов, мощность отдельных прослоев и характер чередования их, наличие органических и битуминозных веществ, наличие и раскрытость трещин. Макроописание герметизированных образцов выполняется в лаборатории. 34 При выполнении макроописания пользуются лупой, соляной кислотой и какимлибо растворителем (бензином). Детальное микроописание производится путем исследования прозрачных шлифов с помощью микроскопов. По керну нефтяных залежей в лаборатории обязательно определяют коэффициент вытеснения нефти. В механизме вытеснения из пористых сред нефти важную роль играют капиллярные процессы, поэтому на образцах керна необходимо провести опыты по замеру капиллярных давлений от насыщенности вытесняющим агентом. В случае выявления в разрезе скважин продуктивных пластов, не предусмотренных настоящим проектом, количество отбираемых проб нефти, газа и конденсата будет корректироваться геологической службой предприятия. Пробы нефти, конденсата, газа и воды с одного объекта отбираются в следующем количестве: пластовая вода 5 литров; свободный и растворенный газ по 6 литров; пробы нефти (для неполного анализа 6 литров, для полного анализа 200 литров для каждой залежи, глубинная проба 4 пробоотборника), пробы конденсата (стабильного 10 литров, сырого 7 контейнеров (в т.ч. 34 пробы в КЖ-3), сепарированный газ 5 баллонов). Отбор проб флюидов и их оформление производится в соответствии с «Методическим руководством по исследованию скважин и обработке результатов» (Тюмень, 1987 г). 35 5 Строительно-монтажные работы 5.1 Технико-технологические решения обустройства территории для целей бурения и строительства буровой установки При строительстве скважины № 30 Кумжинского лицензионного участка (1 цикл) выделяются следующие этапы: 1. Подготовительные работы по обустройству площадки. 2. Строительно-монтажные работы по монтажу буровой установки и привышечных сооружений. 3. Бурение и крепление. 4. Испытание в обсаженном стволе. 5. Интенсификация притока. 6. Демонтаж буровой установки и вывоз с площадки строительства оборудования и материалов, не используемых в период эксплуатации скважины. Оборудование устья скважины (схема представлена на плане организации рельефа). Расчет высоты насыпи для строительства площадки буровой. Для отсыпки площадки буровой для предупреждение подтопления, принята конструкция, включающая планировку площадки песчано-гравийной смесью толщиной 0.2 м и песчаную насыпь высотой 2 м (этапы 1-6). На период паводка после окончания строительства скважины – 2 цикл (на период ее эксплуатации) вокруг устья сооружается площадка 50х50 м с отсыпкой высотой 4 м. В нижней части отсыпки устраивается сплошной однорядный настил из бревен диаметром 20-25 см для снижения техногенного влияния на нижележащие грунты (1 цикл). Боковые поверхности откосов площадки (2 цикл) защищаются от размывания полимерной перфорированной георешеткой с заполнением ячеек в ней щебнем фракции до 25 мм. Вид георешетки представлен на рисунке 5.1, 5.2. 36 Рисунок 5.1 Перфорированная георешетка, заполненная щебнем Нижняя и верхняя часть георешетки выполнена с напуском. Для удержания георешетки на наклонной поверхности и от размывания паводковыми водами проектом предусмотрено использование защелок с анкерами, заглубленными в тело отсыпки на 1 м с шагом 1.5 м. Кроме того, по периметру откосов в три ряда выполнена стяжка георешетки синтетическими тросами и бетонная стяжка щебня, заполняющая ячеи георешетки. Для бетонирования используется морозостойкий бетон не ниже марки М 400, класс бетона B30 (прочность 393 кгс/см2). Рисунок 5.2 Крепление георешеткой откосов 37 Для временных сооружений, каковыми являются буровые установки, выбираются фундаменты поверхностного типа, обустраиваемые на подсыпке высотой 2 м. Конструкция и размеры фундаментов выбираются на основании инженерных изысканий и СНиП 2.02.04-88. Ниже приведен проверочный расчет фундамента. Применяемый материал – плиты аэродромные ПДН АТ800 (длина 6 м, ширина 2 м, высота 0,14 м, прочность 375 кг/см2). Согласно СП 22.13330.2011 табл. В9, прилож. В расчетное сопротивление насыпных неуплотненных грунтов R0=1.0÷1.2 кг/см2. Расчетные давления на грунт определяются по следующей формуле: Z где: Q , S Q - максимально возможная нагрузка на фундамент, кг; S - опорная поверхность, м2. Результаты расчета сведены в таблицу. Таблица 5.1 – Проверочный расчет фундаментов под основные блоки буровой установки Наименование блока Масса, кг Размеры основания, м Площадь основания, м2 Расчетное количество плит, шт. Проверка на прочность плит Вышечнолебедочный блок Буровой насос ЭД315-Т400-1РК Блок очистки (емкость 18 м3) Емкость бурового раствора (40 м3) Топливомасляная установка ТМУ-1-25 ПКН-2М 343000 13.9х9.3 129.27 11 0.27<375 Проверка на прочность грунта 0.31<1 29000 10000 30000 13х3 6.95х2.92 16.7х2,4 39 20.292 40.08 4 2 4 0.07<375 0.05<375 0.07<375 0.07<1 0.1<1 0.13<1 60000 16.7х2.5 41.75 4 0.14<375 0.19<1 7320 13х3.1 40.3 4 0.02<375 0.07<1 9500 6.3х3.2 20.16 2 0.05<375 0.1<1 По окончании строительства скважины (2 цикл) необходимо произвести проверку дополнительно увеличенной до 4 м отсыпки площадки размерами 50х50 м от смятия льдом в период паводка. Исходные данные: 1. Максимальная толщина льда в Городецком шаре до 120 см (по материалам инженерных изысканий). 38 Нагонные уровни воды в районе изыскиваемой площадки в весенний 2. период при подъеме уровня выше 3 м, не отмечаются (по материалам инженерных изысканий). Скорость ветра 4 м/с (по материалам инженерных изысканий). 3. Расчет: Для расчетов использовались РД 31.31.55-93 Инструкция по проектированию морских причальных и берегоукрепительных сооружений, СП 24.13330.2011 Свайные фундаменты, Р 31.3.07-01 Указания по расчету нагрузок и воздействия от волн, судов и льда на морские гидротехнические сооружения, СНиП 2.06.04-82* Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов), СП 20.13330.2011 Нагрузки и воздействия. Нагрузка от воздействия движущегося ледяного поля на секцию откосного профиля определяется по формуле: а) горизонтальная составляющая нагрузки: Fh 0,1 R f b hd tg =9.648 МН, где: Rf b hd β - прочностная характеристика льда при изгибе, МПа; - ширина опоры или секции сооружения по фронту на уровне действия льда, м; - расчетная толщина ровного льда, м; - угол наклона передней грани сооружения откосного профиля) к горизонту, град. б) вертикальная составляющая нагрузки: Fv Fh ctg =14.4 МН. Результирующая нагрузка равна 17.33 МН. Площадь передней грани откосного типа составляет 106 м2. Действующее напряжение по фронту действия ледяного поля составит 163.49 кПа, что ниже сопротивления на сжатие упрочняющего материала откоса. 5.2 Архитектурно-строительные решения Размещение вахты бригады на скважине предусматривается в жилом полевом городке состоящем из вагон–домов: - здание мобильное жилое; - склад продуктовый; 39 - кухня; - столовая; - диспетчерская; - сушилка; - сауна. Передвижные здания представляет собой каркасно-металлическую конструкцию. Каркас приварен к платформе прицепа-шасси, специально разработанного для этого здания. Снаружи стены и крыша обшиты оцинкованным профлистом, а изнутри стены обшиты ламинированным ДВП (ДСП). Пол изготовлен из плотно пригнанных досок и покрыт линолеумом. На все применяемые материалы имеются пожарные сертификаты. Здание жилое может эксплуатироваться круглосуточно в климатических условиях категории I по ГОСТ 15150-69 при температуре окружающего воздуха от минус 60°С до плюс 40°С. Освещение комбинированное: естественное, за счет открывающихся окон, и электрическое, от внешних источников тока напряжением 380/220 В, в каждом отделении установлены розетки для подключения бытовых приборов, снаружи у входных дверей установлен светильник. Водоснабжение осуществляется путем заполнения баков привозной водой. Горячей водой вагончик обеспечивается установленным в здании электроводонагревателем. Вентиляция естественная, от вентиляционных клапанов и открывающихся окон. Жилой вагон оснащен форточными вентиляторами. Паспорта мобильных зданий приведены в Приложении В. 5.3 Конструктивные и объемно -планировочные решения Размещение и монтаж необходимого оборудования необходимо производить согласно прилагаемому чертежу Генплан (Приложение Д). Схема отсыпки площадки буровой представлена на Плане организации рельефа (Приложение Е). Схемы противовыбросового оборудования представлены в Приложении Б. 40 Таблица 5.1- Отводимый земельный участок Назначение отводимого участка 1 Площадка под разведочную скважину № 30 с временной площадкой для приема оборудования и временной подъездной дорогой Итого: Наименование землепользователя, номер документа о земельном отводе 2 Постановление администрации муниципального района «Заполярный район» № 2675 п от 12.12.2012 г. Размер участка, га Источник норм отвода 3 4,65 4 СН 459-74 4.65 41 Таблица 5.2- Подготовительные работы к строительству скважины Наименование работ Единицы измерения Объемы работ на скважину 1 2 3 Рубка кустарника га 4,65 Устройство бревенчатого настила под разгрузочную 1000 м2 3,5 площадку Устройство бревенчатого настила под площадку для 1000 м2 3,6 размещения фонтанной арматуры Устройство бревенчатого настила под подъездную доро- 1000 м2 1,3 гу Расчистка площадки под буровую перед монтажом оборудо1000 м2 12,05 вания от снега и грязи Строительство зимника в условиях тундры, шириной 6м, 1000 м2 480 длиной 80 км Содержание зимника в условиях тундры 80 км 100 км/мес. 6,3 236*80 30*100 Дорожные плиты под склад ГСМ шт. 92 ПДН АТ 800 6*2*0,14 м Дорожные плиты около устья водной скважины шт. 2 ПДН АТ 800 6*2*0,14 м Крепление откосов площадки по окончании бурения Устройство квадрата под устье 100 м3 80 скважины 50*50*4 м 2 Георешетка м 3 620 Анкер для крепления георешешт. 14 480 ток Бетонирование ячеек георем3 724 шетки Щебень т/ м3 815/543 Цемент т/ м3 235/181 Рытье канавы для сбора по100 м3 0,67 верхностных сточных вод Освещение площадки буровой Прокладка кабельной линии по 100 м 1,5 площадке буровой Установка деревянных опор 100 м 0,5 Подвеска алюминиевых проводов низковольтной 4-х проводной осветительной линии Монтаж светильников наружного освещения Топливопровод Паропровод Водопровод Опорные стойки под трубопроводы №№ таблиц и расценок по сборнику цен 4 ЭСН 1-01-01-01 ЭСН 1-04-02-01 ЭСН 1-04-02-01 ЭСН 1-04-02-01 ЭСН 1-04-05-03 ЭСН 1-04-03-02 ЭСН 1-04-05-02 Прейскурант Прейскурант ЭСН 1-02-02-04 ЭСН 1-02-02-16 Прейскурант Прейскурант ЭСН 2-01-01-13 Прейскурант Прейскурант ЭСН 1-02-02-04 ЭСН 2-09-06-03 ЭСН 1-06-03-01 К=3,36 100 м 0,5 ЭСН 1-06-04-01 К=1,33 шт. 4 Пр. 346616000 100 м 100 м 100 м стойка Трубопроводы 1,74 1,86 1,86 19 42 ЭСН 1-05-01-03 ЭСН 1-05-01-03 ЭСН 1-05-01-03 ЭСН 2-07-08-63 Установка стальных задвижек задвижка 6 ЭСН 1-05-04-03 на трубопроводах Установка вентилей вентиль 18 ЭСН 2-07-08-11 Установка пожарных гидрантов пож.гидрант 3 ЭСН 1-05-05-01 на трубопроводах Антикоррозионная изоляция 100 м 5,46 ЭСН 1-05-03-02 трубопроводов Термоизоляция войлоком с 100 м 1,86 ЭСН 1-05-02-03 воздушной прослойкой трубопроводов Вертолетная площадка размером 25×25 м (лежневый настил из бревен d=0,30-0,34 м в 2 наката (продольно и поперечно), площадка - из необрезной доски толщиной 50 мм) Строительство вертолетной 100 м2 6,25 ЭСН 1-07-02-01 площадки Прочие работы Транспортировка строительт 157,3 расчет транспорта ной техники Ящики для керна шт. 43 ЭСН 1-05-06-02 Ящики для задвижек и гидраншт. 4 ЭСН 1-05-06-02 тов Работы по охране природы Рытье водоотводных канав на 100 м3 1,17 ЭСН 1-02-02-04 площадке буровой Емкость для сбора масла на шт. 1 ЭСН 2-07-03-03 0,2 м3 Рытье котлована у выкида 100 м3 6,45 ЭСН 1-02-08-18 превентора Гидроизоляция стенок и дна амбара ПВО: - глинопорошок т 1,3 Прейскурант - цемент т 12,27 Прейскурант - работа ЦА-320 М агр./час. 6 ЭСН 3-17-01-01 Рытье шламонакопителя 100 м3 30 ЭСН 1-02-08-18 Укладка перепускной трубы труба 1 ЭСН 1-03-06-03 диаметром 324 мм Гидроизоляция стенок и дна шламонакопителя (геомемм2 2989 Прейскурант брана) Емкость для сбора пластового шт. 2 ЭСН 2-07-03-03 флюида на 20 м3 Ящик для сбора бытовых отшт. 5 ЭСН 1-05-06-02 ходов и мусора Туалет (2 сооружения) - каркас 10 м2 0,6 ЭСН 2-02-07-15 и пол деревянные, обшивка стен дощатыми щитами, крыши - РТУ: - рытье выгребных ям (2 шт.) 100 м3 0,09 ЭСН 1-02-08-06 2x1,5x1,5м - гидроизоляция поверхности м2 27 Прейскурант геомембраной 43 Таблица 5.3 – Работы по отсыпке площадки бурения Наименование работ 1 Отсыпка буровой площадки Обваловка по контуру буровой площадки Отсыпка котлована ПВО Обваловка котлована ПВО Отсыпка дороги к котловану ПВО Обваловка склада ГСМ Обваловка шламонакопителя Отсыпка вертолетной площадки Отсыпка подъездной дороги Отсыпка площадки для разгрузки Отсыпка минерализованной полосы Единицы измерения Объемы работ на скважину 2 3 №№ таблиц и расценок по сборнику цен 4 ЭСН 1-04-01-02 ЭСН 1-04-01-02 100 м3 165,78 100 м3 3,865 100 м3 100 м3 15,5 3,56 100 м3 10,5 100 м3 100 м3 0,557 1,144 100 м3 3,25 100 м3 100 м3 8,07 17,5 ЭСН 1-04-01-02 ЭСН 1-04-01-02 100 м3 0,65 ЭСН 1-04-01-02 44 ЭСН 1-04-01-02 ЭСН 1-04-01-02 ЭСН 1-04-01-02 ЭСН 1-04-01-02 ЭСН 1-04-01-02 ЭСН 1-04-01-02 Таблица 5.4- Выбор типа буровой установки Наименование 1 2 3 4 1 2 3 4 1 Бурильная колонна при бурении под: Кондуктор Ø 324 мм Промежуточную колонну Ø 245 мм Эксплуатационную колонну Ø 168 мм Разбуривание цементных мостов Обсадная колонна: Направление Ø 426 мм Кондуктор Ø 324 мм Промежуточная Ø 245 мм Эксплуатационная Ø 168 мм Вес колонны в воздухе, кН Оснастка талевой системы 2 3 467.46 902.34 941.2 543.25 5х6 68.40 558.00 1193.01 1040.73 5х6 Расчетная нагрузка на крюке с учетом Кз, кН 4 Кз=0.6 779.1 1503.9 1568.67 905.42 Кз=0.9 76.00 620.00 1325.57 1156.37 В соответствии с ожидаемой максимальной нагрузкой на крюке и наличием парка буровых установок у бурового подрядчика принимается буровая установка «МБУ 160» с допустимой нагрузкой 45 на крюке 1569 кН. Таблица 5.5 - Сведения о буровой установке Наименование оборудования Шифр, тип оборудования 1 2 Тип вышки Буровая лебедка Ротор Кронблок Крюкоблок Вертлюг Насос буровой Нормативный документ 3 УМ 31/175-ОГ-ОР В соответствии с документацией завода-изготовителя Однобарабанная, с дисковыми пнев- В соответствии с документаматическими муфтами и двушкивным цией завода-изготовителя ленточным тормозом Р-700 ГОСТ 4938-78 УКБ-5-225 ГОСТ 16293-89 УТБК-4-175 ГОСТ 16293-89 УВ–175МА ГОСТ 16293-89 УНР 475х32 на базе насоса типа 8ТТУ 26-02-789-87 650– 2 шт. 46 Таблица 5.6- Спецификация комплектного и дополнительного оборудования буровой установки «МБУ 160» Тип монтажа буровой установки № таблиц, расКоличество ценок по сборнику цен 1 2 3 4 5 Комплект бурового оборудования «МБУ-160» № 26 Подготовительные работы к монтажу буровой монтаж 1 ЭСН 2-03-02-02 установки Буровая установка МБУ-160 комплект 1 ЭСН 2-03-26-03 Дизель-генераторная АД100-Т400-1РН шт. 1 ЭСН 2-07-05-51 станция Устройство контура законтур 5 ЭСН 2-09-07-03 земления Дополнительное оборудование Флокуляционноциркуляционная установ- FCU M-I swaco компл. 1 ЭСН 2-07-01-39 ка Перемешиватели прошт. 10 ЭСН 2-07-02-23 мывочной жидкости механические Наименование конструктивных узлов Электродвигатель перемешивателя промывочной жидкости Емкости под буровой раствор Измеритель крутящего момента Указатель уровня в приемных емкостях Моментомер Емкости противопожарного запаса воды Сборка и установка системы обогрева емкостей противопожарного запаса воды Блок-бокс пожарной мотопомпы Емкости запаса ГСМ Расходная емкость Насос ц/б для перекачки дизтоплива Электродвигатель для топливного насоса Ходы по емкостям Лестницы деревянные Емкости под буровой раствор Емкости противопожарного запаса воды Запаса дизтоплива Расходная емкость Комплект бригадного хо- Шифр, характеристика Единицы измерения шт. 10 ЭСН 2-09-04-11 40 м3 шт. 5 ЭСН 2-07-03-03 ИМР-2 комплект 1 ЭСН 2-08-05-03 УП-11М комплект 9 ЭСН 2-08-01-03 шт. 2 ЭСН 2-08-05-03 шт. 4 ЭСН 2-07-03-03 обвязка 4 ЭСН 2-07-04-15 комплект 1 Прейскурант 22 2 ЭСН 2-07-03-03 ЭСН 2-07-03-03 шт. 2 Пр.366917353 шт. 2 ЭСН 2-09-04-11 4 4 ЭСН 2-02-04-33 ЭСН 2-02-04-57 обв. 9 ЭСН 2-07-04-07 обв. 4 ЭСН 2-07-04-07 40 м3 Гейзер-1600 Склад ГСМ шт. шт. 40 м3 20 м3 металлические 10 м 10 м Обвязка емкостей обв. 22 обв. 2 Бригадное хозяйство (17 вагон-домиков) комплект 1 47 ЭСН 2-07-04-07 ЭСН 2-07-04-07 ЭСН 2-11-01-03 зяйства Вагон-домик бригадного хозяйства шт. 9 ЭСН 2-11-02-03 Водозабор Водонасосная (4x5x4м) ПСПИ Насос водяной Счетчик расхода воды Котельная Водяная емкость для котельной Буровая установка Плиты аэродромные Пешеходные трапы Устройство шахты для направления Сиcтeма пожарной сигнализации Транспортировка строительной техники при монтаже/демонтаже Эксплуатация ДЭС при СМР каркас деревянный 10 м2 2 стены, обшитые досками 10 м2 7,2 полы деревянные 10 м2 2 10 м2 2 10 м2 0,5 крыша обшита металлическими щитами стены, обшитые металлическими щитами ВСХ-15 ПКН – 2Е шт. шт. Котельная блок 20 м3 ЭСН 2-02-07-39 ЭСН 2-02-07-69 ЭСН 2-02-07-81 ЭСН 2-02-07-57 1 1 Прейскурант Прейскурант 1 ЭСН 2-07-05-75 1 ЭСН 2-07-03-03 52,08 ЭСН 2-01-01-14 31 Прейскурант 25 ЭСН 2-02-04-03 1 ЭСН 2-02-09-01 система 1 ЭСН 2-08-15-03 т 137 расчет транспорта сут. 7 ЭСН 3-04-02-07 шт. Фундаменты сборный железобетон м3 ПДН АТ 800 шт. 6*2*0,14 м доски 40 мм 10 м Прочие работы шахта АД100-Т400-1РН ЭСН 2-02-07-21 Примечание В соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 п. 2.4.4. монтаж бурового оборудования и привышечных сооружений должен производиться по соответствующим техническим условиям, разработанным на основе документов заводов изготовителей комплектного оборудования и согласованными с Ростехнадзором. 48 Таблица 5.7- Спецификация котельной установки Котельная Котлы Номер скважины тип количество тип количество 1 2 3 4 5 № 30 ПКН-2Е 1 Е-1,0-9 2 Вид топлива 6 дизтопливо Конструкция здания котельной Номер расценки по сборнику цен 7 блок-модуль металлический 8 ЭСН 3-18-02-02 Количество скважин, одновременно обслуживаемых котельной 9 1 49 Таблица 5.8- Средства автоматизации, контроля и диспетчеризации № пп 1. Наименование приспособлений и устройств Машинный ключ 2. Пневмораскрепитель 3. 4. Кран поворотный Пневматические клинья ротора 5. 21. Механизм перепуска и крепления неподвижного конца талевого каната Приспособление против скатывания труб со стеллажей Предохранительный ролик для якорного каната Тележка для выброса бурильных труб Приспособление для выемки втулок бурового насоса Ключ патронный для загибания элементов втулочно-роликовых цепей Приспособление для рубки канатов Предохранитель к манометрам буровых насосов Колпачок для подтаскивания долот Приспособление для отвинчивания 3-х шарошечных долот Приспособление для правильной намотки талевого каната на барабан лебедки Устройство против разбрызгивания бурового раствора Втулка для захвата вкладышей ротора Ограничитель подъема крюкоблока Ограничитель нагрузки на крюке Очиститель бурильных труб Измеритель крутящего момента на роторе Указатель уровня в приемных емкостях 22. Моментомер ключа КМБ-М 23. Гидравлический ключ 24. Устройство для эвакуации верхового рабочего при аварийных ситуациях 25. Станция геолого-технического контроля 26. Мобильный спутниковый телефон 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 16. 17. 18. 19. 20. КМБ-М Количество 2 ПРС 1 КПБ-3М ПКР-700 1 1 МПКД 1 - 1 - 1 Назначение приспособлений, устройств Докрепление и раскрепления резьбовых соединений бурильных, утяжеленных бурильных и обсадных труб при СПО Развинчивание бурильных труб Подъемные средства Удержание бурильных колонн на весу Для крепления неподвижного конца талевого каната Для повышения безопасности То же - 1 1 -”-”- - 1 -”- ПКР-35 - 1 2 -”-”- - 1 1 -”-”- - 1 -”- - 1 -”- ИМР-2 1 1 1 1 1 УП-11М 10 - 2 ГКШ-4000 АТТ-178СГ - 1 1 1 СГТ-5 1 Импорт 1 -”-”-”-”Предотвращение аварий с долотами Оперативный контроль за уровнем раствора Контроль момента при свинчивании труб Свинчивание и развинчивание обсадных труб Эвакуация верхового рабочего при аварийных ситуациях Контроль строительства скважины Связь Шифр 50 Таблица 5.9 –Транспортирование крупных блоков (при крупноблочном монтаже) Наименование работ Единицы измерения 1 2 Количество Количество тракторов 3 4 Предусматривается агрегатный монтаж 51 Шифр по сборнику цен 5 Таблица 5.10 – Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования Наименование обсадной колонны 1 Кондуктор Ø 324 мм Промежуточная колонна Ø 245 мм Эксплуатационная колонна Ø 168 мм Типоразмер, шифр или название устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования 2 ОКК2-35-168 × 245 × 324 К2 ХЛ ОП 5-350/80 × 35 К2 ХЛ ОКК2-35-168 × 245 × 324 К2 ХЛ ОП 5-230/80 × 35 К2 ХЛ ОКК2-35-168 × 245 × 324 К2 ХЛ ОП 5-180/80 × 35 К2 ХЛ АФК 6-80-35 К2 ХЛ Нормативные документы на изготовление 3 ГОСТ 28996-91 ГОСТ13862-90 ГОСТ 28996-91 ГОСТ13862-90 ГОСТ 28996-91 ГОСТ13862-90 ГОСТ13846-89 Количество 4 1 1 1 1 1 1 1 Давление, МПа опрессовки после рабочее установки на устье 5 6 7.50 35 7.50 35 23.80 35 23.80 35 24.50 35 24.50 35 24.50 35 52 Таблица 5.11- Монтаж противовыбросового оборудования и линий выкидов Количество Наименование оборудования Единица измерения направление кондуктор промежуточная 1 2 3 4 5 эксплуатационная 6 ОКК2-35-168 х 245 × 324 К2 ХЛ Комплект - 1 1 1 ОП 5-350/80 × 35 К2 ХЛ Комплект - 1 - - ОП 5-230/80 × 35 К2 ХЛ Комплект - - 1 - ОП 5-180/80 × 35 К2 ХЛ Комплект - - - 1 АФК 6-80-35 К2 ХЛ Комплект - - - 1 Выкидные линии Стойки под выкидные линии м шт. - 300 30 - - N таблиц, расценок по сборнику цен 7 Справка заказчика ЭСН 49.254-5 ЕРЕР 49-821 ЭСН 49.254-5 ЕРЕР 49-821 ЭСН 49.254-5 ЕРЕР 49-821 Справка заказчика 53 Таблица 5.12- Техника, применяемая при выполнении подготовительных и строительно-монтажных работ 54 Наименование техники Марка Вес единицы, т Количество, шт. 1 Подготовительные работы: 1. Автосамосвал 2. Машина бортовая 3. Бульдозер 4. Кран на гусеничном ходу 5. Экскаватор одноковшовый 0,65 м3 6. Каток дорожный самоходный 7. Трубоукладчик Итого: Монтажные и демонтажные работы: 1. Кран на гусеничном ходу 2. Кран автомобильный 3. Кран автомобильный 4. Трактор 5. Автогидроподъемник 6. Трубоукладчик 7. Сварочный агрегат Итого: Бурение, крепление, освоение 1. Трактор 2. Кран автомобильный 3. Сварочный агрегат Итого: Рекультивация: 1. Бульдозер 2. Трелевочный трактор Итого: 2 3 4 «МАЗ 5551А2-323» г/п- 10 т «Урал» Т-130 Б-170 М-01Е МГ-184 Т-130 КП-25 ЭО-4124 ДУ-48А ТГ-503 Я 18,2 8,3 19,6 22,2 21 13 55 157,3 2 1 1 1 1 1 1 8 Т-130 КП-25 КС-45717-1 КАТО NK-750 Т-130 АГП-22.04 ЗИЛ-43362 ТГ-503 Я АДД-305 29,5 22,2 61 14,3 9,1 55 0,9 137 1 1 1 1 1 1 1 7 Т-170 КС-45717-1 АДД-305 16,9 22,2 0,9 40 1 1 1 3 ДЗ-170-1 Т-4 АП2-С 17,5 9 26,5 1 1 2 6 Подготовительные работы к бурению скважин Таблица 6.1- Подготовительные работы Наименование работ 1 Проверка качества строительно-монтажных работ, опробование оборудования, укомплектование бурового инструмента, долот, труб обсадных для кондуктора, бурильных труб и т. д., оснастка талевой системы, монтаж и опробование объектов малой механизации, сборка и подвеска ведущей трубы, строительство шахты размером 2х2х1 для сбора и откачки буровых сточных вод, обеспечение необходимого запаса воды, глины, химреагентов для приготовления раствора для забурки скважины, запаса ГСМ. Единицы измерения 2 Сут. Количество 3 3 Источник нормы 4 ВСН 39-86 п.13.4 55 7 Обоснование конструкции скважин ы Таблица 7.1 – Обоснование конструкции скважины Наименование колонн 1 Диаметр колонн, мм 2 426 Глубина спуска, м 3 60 Кондуктор 324 650 Промежуточная колонна 245 2250 Эксплуатационная колонна 168 2500 Направление 56 Назначение обсадных колонн, обоснование выбора секционности, глубины спуска колонны и способа цементирования 4 Служит для обвязки устья скважины с циркуляционной системой. Колонна спускается одной секцией с цементированием до устья прямым способом в одну ступень Для перекрытия водоносных горизонтов, содержащих пресные воды питьевого назначения, интервалов ММП, склонных к осыпям и обвалообразованиям пород. На колонну устанавливается ПВО. Колонна спускается одной секцией с цементированием до устья прямым способом в одну ступень Для перекрытия, склонных к осыпям и обвалообразованиям, сужению ствола и сальникообразованию горизонтов и поглощающих пластов. На колонну устанавливается ПВО. Колонна спускается одной секцией с цементированием до устья прямым способом. Для предотвращения гидроразрыва пород во время цементирования цементаж производится в две ступени с установкой ПДМ на глубине 1300 м. Для разобщения и раздельного испытания, перспективных горизонтов на газ и нефть. Колонна спускается одной секцией с цементированием до устья прямым способом. На колонну устанавливается ПВО. Для предотвращения гидроразрыва пород во время цементирования цементаж производится в две ступени с установкой ПДМ на глубине 2200 м Таблица 7.2 – Характеристика конструкции скважины Интервал спуска, м Диаметр колонн, мм Направление Кондуктор 2 0-60 0-650 3 426 324 4 ГОСТ 8732-78 ГОСТ 632-80 Промежуточная колонна 0-2250 245 То же Эксплуатационная колонна 0-2500 168 ТУ 14-3Р-82-2005 Наименование колонн 1 Нормативные документы на изготовление Тип резьбового соединения Тип тампонажного раствора 5 6 Треуг. Коротк. ПЦТ- I - 50 ОТТМ ПЦТ-III-Об-4-50 ПЦТ I-50 ОТТГ-ХЛ ПЦТ III-Об-6-50 ПЦТ I-50 ПЦТ I-50 TMK GF ПЦТI-50 ПЦТI G-CC-1 Интервал подъема тампонажного раствора, м 7 0-60 0-450 450-650 0-1200 1200-1300 1300-2250 0-2200 2200-2500 Плотность тампонажного раствора, кг/м3 8 1800 1400 1800 1560 1820 1820 1820 1820 57 1400 1500 Ò1 1200 1300 1530 1.82 Ï ÖÒ-I-50 (1820) 1600 P2 1800 Pk 1 2200 2200 Pa-s 1 2300 2400 2270 C2-3 2450 2500 1.85 Par 1 C1 2200 2250 Êàâåðí î î áðàçî âàí èå, î ñû ï è è î áâàëû ñòåí î ê ñêâàæèí û , ï î äñû ï àí èå àëåâðî ëèòî â, ñóæåí èå ñòâî ëà ñêâàæèí û èç-çà î áðàçî âàí èÿ ô èëüòðàöèî í í î é êî ðêè â ï ðî í èöàåì û õ î òëî æåí èÿõ, í àðàáî òêà áóðî âî ãî ðàñòâî ðà, ñàëüí èêî î áðàçî âàí èå, âî çì î æí û ï ðèõâàòû áóðèëüí î é êî ëî í í û èç-çà ï åðåï àäà äàâëåí èÿ è â ðåçóëüòàòå î áðàçî âàí èÿ ñàëüí èêî â, ñóæåí èÿ ñòâî ëà ñêâàæèí û , Ãàçî ï ðî ÿâëåí èÿ â èí òåðâàëå 2390-2500ì . 2250 1.86 2100 2010 1.81 2000 Òèï è ï ëî òí î ñòü áóðî âî ãî 3 ðàñòâî ðà, êã/ì 1.08 1880 1.1 1900 Рисунок 7.1 - График совмещенных давлений 58 Ï ÖÒ I-G-CC-1 (1820) 1700 1120 1300 1160 1200 650 1190 1100 î áâàëû ñòåí î ê ñêâàæèí û , ï î äñû ï àí èå àëåâðî ëèòî â, ñóæåí èå ñòâî ëà ñêâàæèí û èç-çà î áðàçî âàí èÿ ô èëüòðàöèî í í î é êî ðêè â ï ðî í èöàåì û õ î òëî æåí èÿõ, Ò2-3 ñàëüí èêî î áðàçî âàí èå, âî çì î æí û ï ðèõâàòû áóðèëüí î é êî ëî í í û èç-çà ï åðåï àäà äàâëåí èÿ è â ðåçóëüòàòå î áðàçî âàí èÿ ñàëüí èêî â, ñóæåí èÿ ñòâî ëà ñêâàæèí û . 1180 Ãàçî ï ðî ÿâëåí èÿ â î òëî æåí èÿõ Ò1, P2-P1k. Ï î ãëî ù åí èÿ áóðî âî ãî ðàñòâî ðà â èí òåðâàëå 1590-2230 ì î ò ÷àñòè÷í û õ äî ï î òåðè öèðêóëÿöèè. 1.82 650 685 Êàâåðí î î áðàçî âàí èå, î ñû ï è è 450 Ï ÖÒ-I-50 (1820) 1000 1.00 J1-2 1.8 900 60 Ï ÖÒ-I-50 (1800) 470 700 800 2.0 370 J3 500 600 1.8 Ãëèí èñòû é K1 1.05 400 1.6 1.8 200 300 1.4 Õëî ðêàëèåâû é èí ãèáèðóþ ù èé 1.2 Ï ÖÒ-III-î á6-50 (1560) 1.0 Ðàçì û â óñòüÿ ñêâàæèí û , êàâåðí î î áðàçî âàí èÿ, î áâàëû ñòåí î ê ñêâàæèí û , î òòàèâàí èå ì í î ãî ëåòí åì åðçëû õ ï î ðî ä Õëî ðêàëèåâû é èí ãèáèðóþ ù èé Ì Ï à/ì *100 Ï ÖÒ-III-î á4-50 (1400) 150 Êî í ñòðóêöèÿ ñêâàæèí û (ï ëàñòî âî ãî , ãèäðî ðàçðû âà), Ï ÖÒ-I-50 (1820) Q Èí òåðâàëû âî çì î æí û õ ãåî ëî ãè÷åñêèõ î ñëî æí åí èé Ï ÖÒ-I-50(1800) 100 Ñòðàòèãðàô èÿ Ãëóáèí à, ì Ãåî ëî ãî -òåõí è÷åñêàÿ êàðòà ñêâ. ¹ 30 - Êóì æèí ñêàÿ 2500 8 Расчет проектного профиля скважин Исходные данные 8.1 Глубина скважины (по вертикали), м Глубина залегания кровли продуктивного пласта (по вертикали), м Отклонение от вертикали на кровле продуктивного пласта, м Длина ствола скважины в продуктивном пласте, м Зенитный угол в точке входа ствола скважины в продуктивный пласт, град Расчетная интенсивность набора зенитного (пространственного) угла, град/ 10 м Специальные требования 2500 - Таблица 8.1- Результаты расчета 59 Интервал по вертикали, м от до длина 1 2 3 Горизонтальное отклоГлубина скважины нение, м по стволу в конце инза интерв начале ин- в конце инсредний общее тервала вал тервала тервала 5 6 7 8 9 10 Таблица не заполняется, т.к. скважина вертикальная Зенитный угол в начале интервала 4 Интенсивность искривления, град/10 м 11 Примечания 12 Примечание В соответствии с требованиями «Инструкции по предупреждению искривления вертикальных скважин» (РД 39-0148052-514-86) для скважин допустимое отклонение забоя от вертикали, проходящей через устье скважины на проектной глубине не должно превышать 5% от глубины скважины (длины ствола). 9 Буровые растворы Таблица 9.1 – Тип и технологические параметры бурового раствора Интервал Тип бурового ТолКоэффибурения, м Показатель раствора Плот- Условная щина циент трефильтрации Объем буроность, вязкость, гл. кор- ния глинипо ВМ-6, от до вого раствора, кг/м3 c ки, стой корки, см3/30 мин (верх) (низ) м3 мм по ФСК-2 1 2 Глинистый 0 Глинистый 60 Хлоркалиевый 650 ингибирующий Хлоркалиевый 2250 ингибирующий СНС, дПа 1 мин 10 мин рН Реологические параметСодержаСоры ние дерпластичединамичетвердой жание ская вяз- ское напряфазы, песка, кость, жение сдви% (объем.) % мПа с га, дПа 12 13 14 15 8 – 10 90 - 120 8 – 10 80 - 100 8 - 10 ≤ 2.0 3 60 650 4 1120 1120 5 50 - 70 50 - 70 6 6 - 10 4-8 7 ≤ 1.0 ≤ 1.0 8 ≤ 0.30 9 40 - 60 40 - 60 10 11 60 - 100 8.0 – 9.5 60 - 100 8.0 – 9.5 2250 1160 30 - 45 4–6 ≤ 1.0 ≤ 0.30 30 - 50 50 - 90 9.5 – 10.5 10 – 14 70 - 100 8 - 12 ≤ 1.0 2500 1190 40 - 50 2-4 ≤ 1.0 ≤ 0.25 40 - 60 60 - 90 9.0 – 10.5 12 – 18 90 - 110 10 - 12 ≤ 0.5 60 Таблица 9.2 – Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора Объем раствора, м3 Наименование химреагентов и материалов Нормативные документы на изготовление 1 2 3 Пентакс Бакцид Детергент-SH Мраморная крошка Опилки 4 Направление (0 – 60 м) ТУ 2164-006-41219638-2005 Структурообразователь ГОСТ 5100-85 Диспергатор бентонита, регулятор рН Нейтрализатор ионов кальция, понизитель рН при разТУ 2231-015-70896713-2005 буривании цементных стаканов ТУ 2231-016-535-01222-2001 Стабилизатор, понизитель фильтрации Кондуктор (60 – 650 м) ТУ 2164-006-41219638-2005 Структурообразователь ГОСТ 5100-85 Диспергатор бентонита, регулятор рН Нейтрализатор ионов кальция, понизитель рН при разТУ 2231-015-70896713-2005 буривании цементных стаканов ТУ 2231-016-535-01222-2001 Стабилизатор, понизитель фильтрации ТУ 2458-008-18947160-2001 Смазывающая добавка ТУ-2383-010-79342471-2006 Детергент Промежуточная колонна (650 – 2250 м) ТУ 2164-006-41219638-2005 Структурообразователь ГОСТ 5100-85 Нейтрализатор гипсов и ангидритов, регулятор рН ТУ 6-01-1306-85 Диспергатор бентонита, регулятор рН Нейтрализатор ионов кальция, при разбуривании цеТУ 2231-015-70896713-2005 ментных стаканов ТУ 2231-016-535-01222-2001 Стабилизатор, понизитель фильтрации Понизитель фильтрации в минерализованных раствоТУ 9187-104-00334735-2006 рах ТУ 2454-325-05133190-2000 Понизитель вязкости ТУ 2458-002-50635131-2003 Структурообразователь, регулятор ДНС ТУ 2458-003-10075157-2000 Органический ингибитор ТУ 2152-013-00203944-95 Ингибитор глинистых отложений ТУ 2458-008-18947160-2001 Смазывающая добавка Ингибитор коррозии ТУ 2458-002-94296805-2008 ТУ У 24.6-32028975-005-2004 Пеногаситель ТУ 2484-010-05744685-96 изм. 1 Бактерицид ТУ-2383-010-79342471-2006 Детергент ТУ 5716-004-50635135-2004 Утяжелитель карбонатный Наполнитель Крошка резиновая ТУ 2519-009-94296805-2008 Наполнитель ВНП (ПБС) ТУ 2458-001-77966635-06 Водонабухающий полимер, наполнитель Бентонит Сода кальцинированная 102.7 Натрия бикарбонат ПАЦ-В/Н Бентонит Сода кальцинированная 455.1 Натрия бикарбонат ПАЦ-В/Н Fk-lube Детергент-SH 61 Бентонит Сода кальцинированная Сода каустическая Натрия бикарбонат ПАЦ-В/Н Фито-РК 1175.8 Цель применения реагента КССБ Гаммаксан Полигликоль Калий хлористый Fk-lube Skimol WS 2111 Расход, т/100 м3 раствора 5 Потребность компонентов, тонн запас на всего скважину 6 7 5.00 0.20 5.14 0.21 - 0.20 0.21 - 0.30 0.31 - 4.00 0.20 18.20 0.91 - 0.10 0.45 - 0.20 0.50 0.20 0.91 2.28 0.91 - 2.00 0.20 0.20 16.37 1.64 1.64 7.14 0.71 0.71 0.10 0.82 0.36 0.30 2.46 1.07 1.50 12.28 5.36 1.00 0.40 1.50 5.00 0.50 0.10 0.10 0.10 0.20 8.32 0.30 8.19 3.27 12.28 40.93 4.89 0.82 0.82 0.82 1.64 68.11 - 3.57 1.43 5.36 17.86 1.88 0.36 0.36 0.36 0.71 29.72 4.01 0.30 - 4.01 - - 2.00 Продолжение таблицы 9.2 Объем раствора, м3 Наименование химреагентов и материалов 1 2 Бентонит Сода кальцинированная Сода каустическая Натрия бикарбонат ПАЦ-В/Н Фито-РК 62 505.6 КССБ Гаммаксан Полигликоль Калий хлористый Fk-lube Skimol WS 2111 ЖС-7 Известь Пентакс Бакцид Мраморная крошка Опилки Крошка резиновая ВНП (ПБС) Нормативные документы на изготовление Цель применения реагента 3 4 Эксплуатационная колонна (2250 – 2500 м) ТУ 2164-006-41219638-2005 Структурообразователь Нейтрализатор гипсов и ангидритов, регулятор ГОСТ 5100-85 рН ТУ 6-01-1306-85 Диспергатор бентонита, регулятор рН Нейтрализатор ионов кальция, при разбуриваТУ 2231-015-70896713-2005 нии цементных стаканов ТУ 2231-016-535-01222-2001 Стабилизатор, понизитель фильтрации Понизитель фильтрации в минерализованных ТУ 9187-104-00334735-2006 растворах ТУ 2454-325-05133190-2000 Понизитель вязкости ТУ 2458-002-50635131-2003 Структурообразователь, регулятор ДНС ТУ 2458-003-10075157-2000 Органический ингибитор ТУ 2152-013-00203944-95 Ингибитор глинистых отложений ТУ 2458-008-18947160-2001 Смазывающая добавка ТУ 2458-002-94296805-2008 Ингибитор коррозии ТУ 2123-001-12650743-2003 Поглотитель сероводорода ГОСТ 9179-84 Поглотитель углекислого газа ТУ У 24.6-32028975-005-2004 Пеногаситель ТУ 2484-010-05744685-96 изм. 1 Бактерицид ТУ 5716-004-50635135-2004 Утяжелитель карбонатный Наполнитель ТУ 2519-009-94296805-2008 Наполнитель ТУ 2458-001-77966635-06 Водонабухающий полимер, наполнитель Расход, т/100 м3 раствора 5 Потребность компонентов, тонн запас на всего скважину 6 7 2.00 6.10 4.02 0.20 0.61 0.40 0.20 0.61 0.40 0.10 0.31 0.20 0.30 0.91 0.60 1.50 4.57 3.01 1.00 0.40 1.50 5.00 0.50 0.10 2.00 0.20 0.10 0.10 13.18 0.30 0.30 - 3.05 1.22 4.57 15.24 1.52 0.31 6.10 0.61 0.31 0.31 40.17 - 2.01 0.80 3.01 10.04 1.00 0.20 4.02 0.40 0.20 0.20 26.47 2.88 2.88 2.00 Таблица 9.3 - Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов Наименование оборудования Циркуляционная система Блок приготовления раствора в комплекте с гидроворонкой Вибросито ТУ 3661-002-9528567-2008 Количество, шт 1 Интервал применения, м 0 – 2500 Производительность, м3/ч - БПР ТУ 366121-001-10147164-02 1 0 – 2500 10.0 – 15.0 ВС-01 (ИВМ-1) СГЦУ ВС-01 (ИВМ-1) ИПС 2/300 ИИС 6х2/100 Модель 518 ТУ 3661-002-9528567-2008 2 0 – 2500 130 ТУ 3661-002-9528567-2008 1 0 – 2500 130 Пескоотделитель ООО «ИждрилТехСервис» ТУ 3661-002-9528567-2008 1 Илоотделитель ООО «ИждрилТехСервис» ТУ 3661-002-9528567-2008 1 Центрифуга M-I swaco Импорт 1 Флокуляционнокоагуляционная установка с M-I swaco FCU Импорт 1 обвязкой со шламовыми насосами Насос шламовый НПО «Бурение» 6Ш8-2 6 Конвейер шнековый ООО «ИждрилТехСервис» КШ ТУ 3661-002-9528567-2008 1 Дегазатор (в комплекте) НПО «Бурение» «Каскад-40.02» ТУ 39-00147001-143-96 2 Ёмкости рабочие и запасные ООО «ИждрилТехСервис» ТУ 3661-002-9528567-2008 9 Ёмкость доливочная тарированная, объёмом не менее ООО «ИждрилТехСервис» ТУ 3661-002-9528567-2008 1 20 м3 Механические перемешиваНПО «Бурение» ПБТР-55 ТУ 366127-002-10147164-02 10 тели Примечания: 1. Производительность указана на единицу оборудования. 2. Характеристика сеток на вибросита Наименование колонны Размер ячеи сеток на рабочих Размер ячеи сеток на осушаювиброситах, меш. щем вибросите, меш. Направление 40 - 60 200 Кондуктор 60 - 100 200 Промежуточная 100 - 175 250 Эксплуатационная колонна 175 - 200 325 0 – 2500 0 – 2500 0 – 2500 215 180 17.0 – 56.0 0 – 2500 17.0 – 56.0 0 – 2500 0 – 2500 0 – 2500 0 – 2500 150.0 145.0 - 0 – 2500 - 0 – 2500 - Вибросито осушающее ООО «ИждрилТехСервис» Шифр или код ЦС-215/160 ООО «ИждрилТехСервис» ООО «ИждрилТехСервис» Фирма-производитель ООО «ИждрилТехСервис» ГОСТ, ОТУ или ТУ 63 Таблица 9.4 - Общая (суммарная) потребность буровых материалов и химреагентов Наименование химреагентов и материалов 64 Бентонит Сода кальцинированная Сода каустическая Натрия бикарбонат ПАЦ-В/Н Фито-РК КССБ Гаммаксан Полигликоль Калий хлористый Fk-lube Skimol WS 2111 ЖС-7 Известь Пентакс Бакцид Детергент-SH Мраморная крошка Опилки Крошка резиновая ВНП (ПБС) ИТОГО: ГОСТ или ТУ ТУ 2164-006-41219638-2005 ГОСТ 5100-85 ТУ 6-01-1306-85 ТУ 2231-015-70896713-2005 ТУ 2231-016-535-01222-2001 ТУ 9187-104-00334735-2006 ТУ 2454-325-05133190-2000 ТУ 2458-002-50635131-2003 ТУ 2458-003-10075157-2000 ТУ 2152-013-00203944-95 ТУ 2458-008-18947160-2001 ТУ 2458-002-94296805-2008 ТУ 2123-001-12650743-2003 ГОСТ 9179-84 ТУ У 24.6-32028975-005-2004 ТУ 2484-010-05744685-96 изм. 1 ТУ-2383-010-79342471-2006 ТУ 5716-004-50635135-2004 ТУ 2519-009-94296805-2008 ТУ 2458-001-77966635-06 На бурение 45.81 3.37 2.25 1.79 4.59 16.85 11.24 4.49 16.85 56.17 8.69 1.13 6.10 0.61 1.13 1.13 2.55 108.28 293.03 Расход, т На технологические осложнения, включая ГНВП 11.16 1.11 1.11 0.56 1.67 8.37 5.58 2.23 8.37 27.90 2.88 0.56 4.02 0.40 0.56 0.56 0.71 56.19 6.89 6.89 4.00 151.72 ВСЕГО, т На 1 м проходки, кг 56.97 4.48 3.36 2.35 6.26 25.22 16.82 6.72 25.22 84.07 11.57 1.69 10.12 1.01 1.69 1.69 3.26 164.47 6.89 6.89 4.00 444.75 22.8 1.8 1.3 0.9 2.5 10.1 6.7 2.7 10.1 33.6 4.6 0.7 4.0 0.4 0.7 0.7 1.3 65.8 2.8 2.8 1.6 177.9 Таблица 9.5 – Объем отработанного бурового раствора и расход химреагентов на его утилизацию Объем раствора, м3 Наименование химреагентов и материалов 1 2 Кислота соляная Praestol Алюминий сернокислый 412.0 Нормативные документы на изготовление 3 ГОСТ 3118-77 ТУ 2216-001-40910172-98 ТУ 2141-001-93 Цель применения реагента 4 Нейтрализатор щелочности Флокулянт Коагулянт Расход, т/100 м3 раствора 5 0.10 0.05 0.30 Потребность компонентов, тонн всего 6 0.41 0.21 1.24 65 Таблица 9.6 – Объемы бурового раствора по интервалам бурения и скважины в целом Интервалы бурения по колоннам Коэффициент кавернозности в открытом стволе Объемы* бурового раствора, м3 в обсадной объем на колонне скважины поверхности переходящий объем на бурение Суммарный объем бурового раствора, м3 Направление 1.30 14.7 14.7 40.0 48.0 102.7 (0 – 60 м) Кондуктор 1.30 93.3 7.8 101.1 40.0 40.0 354.0 455.1 (60 –650 м) I Промежуточная 1.20 131.4 47.2 178.6 357.2 87.2 640.0 1175.8 (650 – 2250 м) Эксплуатационная 1.20 11.0 89.4 100.4 200.8 129.4 75.0 505.6 (2250 - 2500 м) Итого: 2238.5 Примечание: 1. Перед вскрытием интервалов с возможными АВПД иметь на поверхности запас бурового раствора, химреагентов и материалов в соответствии с «Инструкцией по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» РД 08-254-98 (пункт 3.15). 2. Количество рабочих и запасных емкостей, снабженных перемешивающими устройствами (2 шт. на 1 емкость, тип – ПБТР-55, или ПЛМ, или M102, или М103) - не менее 9 шт (объемом 40 м3). 66 Таблица 9.7 - Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения скважины 67 Глубина по вертикали, м Градиент пластового давления, МПа/100 м Пластовое давление, МПа ГидростатиКоэффицическое давент превыление с учешения, Кпр, том Кпр, 60 1.00 0.60 1.10 60 650 1.00 1.00 0.60 6.50 1.10 1.10 650 1180 1180 1200 1200 1530 1530 1880 1880 2250 1.00 1.00 1.05 1.05 1.05 1.05 1.08 1.08 1.08 1.08 6.50 11.80 12.39 12.60 12.60 16.07 16.52 20.30 20.30 24.30 1.10 1.10 1.10 1.10 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 2250 2270 2270 2500 1.08 1.08 1.11 1.11 24.30 24.52 25.20 27.75 1.05 1.05 1.05 1.05 Плотность бурового раствора с учетом Кпр,, кг/м3 Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа Направление (0 – 60 м) 1120 2.16 Кондуктор (60 – 650 м) 0.66 1120 2.16 7.15 1120 8.00 Промежуточная колонна (650 – 2250 м) 7.15 1120 8.00 12.98 1120 13.30 13.63 1180 13.89 13.86 1180 14.10 13.23 1120 15.60 16.87 1120 19.07 17.35 1160 19.52 21.32 1160 23.30 21.32 1160 23.30 25.52 1160 27.30 Эксплуатационная колонна (2250 - 2500 м) 25.52 1160 27.30 25.74 1160 27.52 26.46 1190 28.20 29.14 1190 30.75 0.66 Давление гидроразрыва, МПа Величина превышения Ргидр, над Рпл, при оптимальной плотности, МПа Оптимальная плотность бурового раствора, кг/м3 1.08 0.06 1120 1.08 11.83 0.06 0.64 1120 11.83 21.48 21.24 21.60 21.60 27.54 27.85 34.22 34.78 41.63 0.90 1.03 1.04 1.27 1.27 1.34 0.89 1.09 1.09 1.30 1160 41.63 42.00 42.22 40.50 1.97 1.98 1.30 1.43 1190 10 Технология бурения скважин Таблица 10.1- Режимы бурения Интервал бурения, м Вид технологической операции 1 2 0 – 60 0 – 60 60 – 650 60 – 650 68 650 – 2250 650 - 2250 2250 – 2370 2370-2500 2250-2500 Способ бурения, проработки Условный номер КНБК Осевая нагрузка кН 3 4 5 Бурение под направление диаметром 426 мм роторный 1 20..40 бурение сплошным забоем проработка перед спуском обсадной роторный колонны работы в колонне, разбуривание роторный цементного стакана турбобур ВЗД отбор керна роторный проработка перед спуском обсадной роторный колонны работы в колонне (при необходимороторный сти) 60 43…45 2…3 20..40 60 43…45 2…3 - до 20 60…90 42…43 1…2 60…90 48…49 9…10 60…90 48…49 6…7 60…90 49…50 4…5 TBS1240NGT.M3+ 30-40 об/мин 44…45 13…14 60…90 44…45 12…13 60…90 40…42 10…11 29…30 15…16 24…25 9…10 3 50…90 проработка перед спуском обсадной роторный 4 20…40 колонны работы в колонне, разбуривание роторный до 20 цементного стакана Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм бурение сплошным забоем Давление на стояке, МПа 8 1 Бурение под кондуктор диаметром 324 мм бурение сплошным забоем роторный 2 80…110 проработка перед спуском обсадной роторный 2 20…40 колонны работы в колонне, разбуривание роторный до 20 цементного стакана Бурение под промежуточную колонну диаметром 245 мм бурение сплошным забоем Параметры режима бурения Частота вращеПроизводительния, ность насоса, мин-1 дм3/с 6 7 5 40…90 6 40…70 ВЗД Д5-172+30-40 об/мин 60…90 7 20…40 60…90 29…30 7…8 - до 20 60…90 13…14 12…13 Таблица 10.2- Характеристика и расчет компоновок низа бурильных колонн Элементы КНБК Условный номер КНБК Типоразмер, шифр 1 2 Долото УБТС2-203 1 КЛС-490 СТ УБТС2-203 Итого КНБК № 1 Нормативные документы на изготовление 3 Интервал 0 – 60 м. Бурение под направление диаметром 426 мм ТУ 51-744-77 ТУ 3663-015-70587573-03 ТУ 51-744-77 69 Наружный диаметр, мм Длина, м 4 5 Вес / доп. нагрузка на долото, кН 6 490.0 203.0 490.0 203.0 0.52 13.00 1.60 27.00 42.12 3.20 27.37 8.04 56.84 95.45 / 61.09 0.42 3.33 9.00 1.10 113.67 127.52 1.50 6.08 18.95 4.80 239.30 270.63 / 173.2 0.45 1.26 10.40 25.80 0.45 72.00 83.25 0.65 151.58 179.29 / 114.75 Интервал 60 – 650 м. Бурение под кондуктор диаметром 324 мм Долото 393.7 Наддолотный амортизатор АН1-195 ТУ 3663-050-70587573-09 203.0 2 УБТС2-203 ТУ 51-744-77 203.0 КС 393.7 СТ ТУ 26-02-14-01-26-94 390…391 УБТС2-203 ТУ 51-744-77 203.0 Итого КНБК № 2 Интервал 650 – 2250 м. Бурение под промежуточную колонну диаметром 245 мм долото 295.3 TBS1-240NGT.M31) с передвижным центратором З-ЦДП 292/240 C (Т) на расстоянии 9-10 м от нижнего торца тур- ТУ 366425-00147074-001-98 240.0 3 бобура клапан обратный КОБ 203-З-171 ТУ 3666-006-27005283-2001 203.0 УБТC2-203 ТУ 51-744-77 203.0 Итого КНБК № 3 Окончание таблицы 10.2 Элементы КНБК Условный номер КНБК 1 Долото УБТC2-203 4 КС 295.3 СТ УБТС2-203 Итого КНБК № 4 70 Типоразмер, шифр Нормативные документы на изготовление Наружный диаметр, мм Длина, м 2 3 4 295.3 203.0 295.3 203.0 5 0.45 13.00 1.10 18.00 32.55 Вес / доп. нагрузка на долото, кН 6 0.90 27.37 2.63 37.89 68.79 / 44.03 0.35 5.66 9.00 0.41 0.50 81.00 96.92 0.20 15.83 0.5 90.00 106.53 0.35 9.00 0.50 63.00 72.85 0.35 6.10 13.77 0.44 0.64 123.96 145.26 / 93.97 0.35 11.58 0.64 137.73 150.30 / 96.19 0.35 13.77 0.64 96.41 111.17 / 71.15 ТУ 51-744-77 ТУ 26-02-14-01-26-94 ТУ 51-744-77 Интервал 2250 – 2500 м Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм долото 215.9 ВЗД Д5-1721) ГОСТ 26673-90 172.0 УБТС2-178 ТУ 51-744-77 178.0 5 Клапан обратный КОБ 178-З-147 ТУ 3666-006-27005283-2001 178.0 10 КСИ 215,9 СТК ТУ 26-02-962-83 210..212 УБТС2-178 ТУ 51-744-77 178.0 Итого КНБК № 5 бурголовка 215.9/100 УКР-172/80-100 «Лайнер» с пластиковым вкладышем ТУ 3664-007-00148056-01 172/100 6 10 КСИ 215.9 СТК2) ТУ 26-02-962-83 210…212 УБТС2-178 ТУ 51-744-77 178.0 Итого КНБК № 6 долото 215.9 УБТС2-178 ТУ 51-744-77 178.0 7 10 КСИ 215,9 СТК ТУ 26-02-962-83 210..212 УБТС2-178 ТУ 51-744-77 178.0 Итого КНБК № 7 Примечания: 1. Допустима замена турбобура/ВЗД аналогом с корректировкой параметров режима бурения в РТК. Примечания: 2. При отсутствии в составе керноотборного снаряда калибрующих элементов. Таблица 10.3- Характеристика применяемых долот и норма их расхода Интервал бурения, м Количество, м Типоразмер породоразрушающего инструмента 1 2 3 71 0 – 60 60 Проработка, подготовка к спуску обсадной колонны Разбуривание цементного стакана 490; тип C; код 211 60 - 650 590 Проработка, подготовка к спуску обсадной колонны Разбуривание цементного стакана 393.7 VU-K11TG 650 - 1484 834 1484 - 2250 766 Проработка, подготовка к спуску обсадной колонны Разбуривание цементного стакана БИТ 295.3 B 419 БИТ 295.3 BT 419 СР 2250 - 2370 120 Отбор керна 130 2370-2500 Проработка, подготовка к спуску обсадной колонны Работы в колонне (при необходимости) БИТ 215.9 BT 416 У Характеристика долот количенормативные ство документы на тип промывки узла насаизготовление док, шт. 4 5 6 Бурение под направление диаметром 426 мм центральная - 7 Механическая скорость бурения, м/ч 8 Расход долот, расширителей (бурение / проработка), шт. 9 негерметизированная 5.00 1.0 тип опоры 490; тип C; код 211 - то же - то же - - 393.7; тип С; код 211 - центральная - -“- - 1.0 3 негерметизированная 13.00 1.9 Бурение под кондуктор диаметром 324 мм боковая 393.7; тип С; код 211 - центральная - то же 295.3; тип С; код 211 - центральная - -“- - 1.0 - 20.00 13.00 1.0 1.0 Бурение под промежуточную колонну диаметром 245 мм - 295,3; тип С; код 211 - центральная 215,9; тип С; 217-227 - центральная - Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм - 1.0 негерметизированная 2.0 негерметизированная - 1.0 - 3.50 1.0 2.00 3.00 БИТ 215.9/100 B1212 2 АМ 215,9; тип С; код 217-227 - боковая 3 герметизированная - 2.0 139,7; тип С; код 216 - центральная - негерметизированная - 1.0 - 1.0 2.0 III 490; тип С; код 211 III 393.7; тип С; код 211 Итого на скважину: Долота Центральная Согласно ТУ предприятийцентральная - негерметизированная негерметизированная III 393.7 VU-K11TG III 295.3; тип С; код 211 БИТ 295.3 В 419 БИТ 295.3 BT 419 СР 215.9 ; тип С; 217-227 БИТ 215.9 ВТ 416 У III 139.7; тип С; код 216 215.9; тип ТК; код M 622 (БИТ 215.9/100 B1212 2 AM) КС 393.7 СТ КС 295.3 СТ 10 КСИ 215,9 СТК 3-ЦДП 292/240 С (Т) Наддолотный амортизатор АН1195 72 Клапан обратный КОБ 203-З-171 Клапан обратный КОБ 178-З-147 изготовителей боковая центральная центральная Центральная Бурголовки 3 - Расширители, калибраторы ТУ 26-02-14-01-2694 ТУ 26-02-14-01-2694 ТУ 26-02-962-83 ТУ 3663-01270587573-03 Амортизаторы, обратные клапаны ТУ 3663-05070587573-09 ТУ 3666-00627005283-2001 ТУ 3666-00627005283-2001 негерметизированная негерметизированная негерметизированная негерметизированная - - 2.0 3.0 1.0 1.0 3.0 1.0 1.0 3.0 - - 1 - - 3 - - 3 - - 2 - - - 1 - - - 2 - - - 2 Таблица 10.4 – Параметры бурильной колонны № компл. Тип комплекта Интервал размещения (от устья), м от до 73 1 2 3 КНБК НКБТ СБТ 650 524 224 524 224 0 1 ЗД 2250 2239.6 2 3 4 КНБК НКБТ СБТ 2239.6 2167.6 1867.6 2167.6 1867.6 0 1 2 3 4 ЗД КНБК НКБТ СБТ 2500 2494.4 2395.4 2095.4 2494.4 2395.4 2095.4 0 1 СБТ 2500.0 0.0 Примечание - Минимальные коэффициенты запаса прочности Типоразмер Длина секции, м 126 300 224 тип УБТС-2 ТБПК ТБПК TBS1240NG T.M3 72 УБТС-2 300 ТБПК 1867.6 ТБПК 10.4 наружный диаметр, мм толщина стенки, мм (Dвн) группа прочности Вес секции в воздухе, кН Нарастающий вес, кН при отрыве долота от забоя Бурение под кондуктор Ø 324 мм 203 80 40XH 270.4 270.4 127 12.7 Д 125.52 395.92 127 9.19 Е 71.55 467.46 Бурение под промежуточную колонну Ø 245 мм* 240 0 25.8 4.7 4.33 в процессе бурения по усталости 5.17 7.1 6.1 5.94 11.95 8.29 25.8 203 80 40XH 154.51 180.31 127 12.7 Д 125.52 305.83 127 9.19 Е 596.51 902.34 Бурение под эксплуатационную колонну Ø 168 мм* 5.6 Д5-172 172 0 5.98 5.98 99 УБТС-2 178 80 40XH 140.44 146.42 300 ТБПК 127 12.7 Д 125.52 271.94 2095.4 ТБПК 127 9.19 Е 669.26 941.2 Разбуривание цементных мостов 2500.0 ТБПН 88.9 9.35 Л 543.25 543.25 при СПО в клиновом захвате по внутреннему давлению 4.7 4.33 3.85 3.49 9.07 9.2 0 5.73 2.28 5.34 8.19 2.65 9.14 11.27 3.57 5.73 2.28 5.07 1.82 4.05 4.11 5.67 2.1 4.48 8.81 2.43 0 8.32 13.81 3.31 5.67 2.1 5.34 1.72 3.63 3.68 3.14 3.38 4.15 3.14 2.59 6.27 Бурильная колонна спроектирована для среды, содержащей сероводород (СКРН=0,67) Таблица 10.5- Гидравлические характеристики буровых насосов и забойных двигателей Буровые насосы максипроизмально водидопутельстимое ность, давленасоса, ние, 3 дм /с МПа 4 5 тип буровых насосов частота ходов в мин. количество насосов и диаметр втулок, мм 1 2 3 8Т-650 160 160 160 1х190 1х190 1х190 46.00 46.00 46.00 8.8 8.8 8.8 8Т-650 150 150 150 2×150 2×150 2×150 26.9 26.9 26.9 12.8 12.8 12.8 Забойные двигатели характеристика при =1000 кг/м3 количерабоколипроизрабоперество чая чатип турбобутип турчество тип шпинводичий пад ступестота ра/ВЗД бины ступеделя тельмодавней турвращеней ность, мент, ления, бин ния, 3 дм /с кН м МПа -1 мин 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Направление диаметром 426 мм длина, м вес, кН 15 16 Кондуктор диаметром 324 мм 74 8Т-650 160 2×140 25.0 16.5 160 150 2×140 2×140 25.0 23.4 16.5 15.5 Промежуточная колонна диаметром 245 мм TBS1240NGT.M3 45 - 50 420467 3.8 3.4 10.35 25.80 25 – 35 80 – 100 4.5 – 6 4.5 - 6 5.66 6.1 Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм 8Т-650 160 2×110 15.40 26.4 160 160 160 2×110 2×110 2×110 15.40 15.40 15.40 26.4 26.4 26.4 Д5-172 - - - - Таблица 10.6- Итоговые гидравлические параметры промывки Интервал бурения, м от (верх) до (низ) 1 2 Режим работы насосов максипроизвомально дительудельный допустиность, расход, мое дав3 2 дм /с л/с/см ление, МПа 3 4 5 75 0 60 При проработке Для работы в колонне 45.0 45.0 43.0 0.023 0.023 0.032 7.48 7.48 7.48 60 650 При проработке Для работы в колонне 49.0 49.3 49.6 0.036 0.037 0.066 10.88 10.88 10.88 650 2250 При проработке Для работы в колонне 45.0 45.0 42.0 0.059 0.059 0.104 14.03 14.03 13.18 2250 2370 2370 2500 При проработке Для работы в колонне 29.9 24.5 29.9 13.6 0.074 0.065 0.074 0.071 22.44 22.44 22.44 22.44 Потери давления, МПа в турбобуре/ВЗД, в зав долоте в трубах в обвязке кернооттрубье борном снаряде 6 7 8 9 10 Направление диаметром 426 мм 0.85 0.73 0.01 0.66 0.85 0.73 0.01 0.66 0.44 0.18 0.01 0.61 Кондуктор диаметром 324 мм 4.27 4.42 0.12 0.78 0.58 4.55 0.12 0.81 1.05 2.63 0.20 0.81 Промежуточная колонна диаметром 245 мм 0.86 3.80 7.75 0.61 0.67 0.87 7.63 3.52 0.68 1.47 6.95 1.28 0.60 Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм 0.75 7.65 4.87 1.75 0.31 3.13 3.89 1.74 0.24 0.75 5.00 1.76 0.31 1.05 8.70 3.09 0.07 Скорость, м/с Насадки общие восходящего потока истечения из насадок в долоте, штук × мм суммарная площадь, см2 11 12 13 14 15 2.2 2.2 1.3 0.19 0.19 0.37 27 27 20 - 27.22 27.22 21.87 9.70 6.10 4.70 0.34 0.34 0.83 82 23 30 3x16 - 6.03 21.87 16.41 13.9 12.7 10.3 0.64 1.66 0.61 27 27 35 - 16.41 16.41 11.91 15.4 9.1 7.8 12.9 0.96 0.84 0.96 1.26 25 22 25 29 - 11.99 11.91 11.99 4.66 Таблица 10.7 - Дефектоскопия бурильных труб при помощи передвижной дефектоскопической установки Способ бурения 1 Роторный и роторнотурбинный Роторный и роторнотурбинный Глубина Класс труб забоя скважины 2 3 участки трубных резьб До 2500 1-2 зона сварочного шва бурильных труб До 2500 1-2 Периодичность дефектоскопии, сутки 4 60 60 Примечание Дефектоскопия зоны сварного шва замков бурильных труб производится ультразвуковой дефектоскопической установкой (УЗД), участков трубных резьб магнитным дефектоскопом в соответствии с инструкцией по эксплуатации бурильных труб РД 39-013-90. Таблица 10.8 – Контроль за состоянием промежуточной колонны – дефектоскопия № Объект проверки пп 1 Промежуточная обсадная колонна Периодичность проверок Через 30-35 спускоподъемных операций Глубина скважины при дефектоскопии. м - Примечание Дефектоскопия производится индукционным (электромагнитным) методом в соответствии с технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах РД 15339.0-072-01 76 11 Технология крепления скважины и тампонажные растворы Таблица 11.1-Исходные данные для расчета обсадных колонн Ø 426 и 324 мм 77 Наименование Расстояние от устья скважины до башмака колонны Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора Расстояние от устья скважины до уровня проявляющего пласта Давление пластовое на глубине проявляющего пласта Средняя плотность цементного раствора за колонной Относительный удельный вес газа по воздуху Плотность пластового флюида в колонне Плотность испытательной жидкости Плотность жидкости за колонной Расстояние от устья скважины до уровня пластового флюида в скважине Диаметр трубы Высота цементного стакана в колонне Единицы измерения м м м МПа кг/м3 Значение 60/650 0 1590 17.2 1523 0.7 700 1120 1120 0 426/324 20 кг/м3 кг/м3 кг/м3 м мм м Таблица 11.2 - Результаты расчета Вес, кН Интервал спуска, м Длина секции, м 1 2 60-0 60 650-0 650 1м трубы нарастающий 6 7 8 Страгивающая / растягивающая нагрузка, кН 9 - 10.0 1.140 68.40 Е 11 0.858 558 Тип резьбового соединения Диаметр, мм Марка стали Толщина стенки, мм 3 4 5 426 324 Треуг. корот. ОТТМ Избыточные давления, МПа наружное внутреннее Коэффициент запаса прочности начало интервала конец интервала внутвнутсмяреннее страги- смя- реннее страгитие давлевание тие давле- вание ние ние 15 16 17 18 19 20 начало интервала конец интервала начало интервала конец интервала Давление опрессовки труб на поверхности, МПа 10 11 12 13 14 - - - - - - - - - - - - -/ 5962 0 7.14 7.5 7.5 7.88 1.65 4.45 7.94 1.65 4.45 7.94 Рисунок 11.1 - Эпюры избыточных давлений 1. Наружные избыточные давления рассчитаны на момент ликвидации открытого фонтанирования. 2. Внутренние избыточные давления рассчитаны на момент испытания колонны на герметичность в один прием без пакера 78 Таблица 11.3-Исходные данные для расчета обсадной колонны диаметром 245 мм Наименование Расстояние от устья скважины до башмака колонны Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора Расстояние от устья скважины до уровня проявляющего пласта Давление пластовое на глубине проявляющего пласта Средняя плотность цементного раствора за колонной Относительный удельный вес газа по воздуху Плотность пластового флюида в колонне Плотность испытательной жидкости Плотность жидкости за колонной Расстояние от устья скважины до уровня пластового флюида в скважине Диаметр трубы Высота цементного стакана в колонне Единицы измерения м м м МПа кг/м3 Значение 2250 0 2390 26.3 1681 0.7 0.7 1160 1160 0 245 20/5 кг/м3 кг/м3 кг/м3 м мм м 79 Таблица 11.4- Результаты расчета Вес, кН 1 2 3 4 5 6 7 8 Страгивающая / растягивающая нагрузка, кН 9 2250-0 2250 ОТТГ 245 Л 8.9 0.532 1193.01 - / 4314 Интервал спуска, м Длина секции, м Тип резьбового соединения Диаметр, мм Марка стали Толщина стенки, мм 1м трубы нарастающий Избыточные давления, МПа наружное внутреннее начало интервала конец интервала начало интервала конец интервала Давление опрессовки труб на поверхности, МПа 10 11 12 13 14 0.0 9.89 23.77 12.68 24.96 Коэффициент запаса прочности начало интервала конец интервала внутвнутсмяреннее страги- смя- реннее страгитие давлевание тие давле- вание ние ние 15 16 17 18 19 20 1.50 1.75 3.08 1.50 1.75 3.08 Рисунок 11.2- Эпюры избыточных давлений 1. Наружные избыточные давления рассчитаны на момент ликвидации открытого фонтанирования. 2. Внутренние избыточные давления рассчитаны на момент испытания колонны на герметичность в один прием без пакера. 80 Таблица 11.5-Исходные данные для расчета обсадной колонны диаметром 168 мм Наименование Расстояние от устья скважины до башмака колонны Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора Расстояние от устья скважины до уровня проявляющего пласта Давление пластовое на глубине проявляющего пласта Средняя плотность цементного раствора за колонной Относительный удельный вес газа по воздуху Плотность пластового флюида в колонне Плотность испытательной жидкости Плотность жидкости за колонной Расстояние от устья скважины до уровня пластового флюида в скважине Диаметр трубы Высота цементного стакана в колонне Единицы измерения м м м МПа кг/м3 Значение 2500 0 2500 27.5 1820 0.7 0.7 1190 1190 0 168 20/5 кг/м3 кг/м3 кг/м3 м мм м 81 Таблица 11.6- Результаты расчета Вес, кН 1 2 3 4 5 6 7 8 Страгивающая / растягивающая нагрузка, кН 9 2500-0 2500 TMK GF 168 N-80 10.6 0.415 1040.73 - / 2882 Интервал спуска, м Длина секции, м Тип резьбового соединения Диаметр, мм Марка стали Толщина стенки, мм 1м трубы нарастающий Избыточные давления, МПа наружное внутреннее начало интервала конец интервала начало интервала конец интервала Давление опрессовки труб на поверхности, МПа 10 11 12 13 14 0.0 12.78 24.48 4.93 25.7 Коэффициент запаса прочности начало интервала конец интервала внутвнутсмяреннее страги- смя- реннее страгитие давлевание тие давле- вание ние ние 15 16 17 18 19 20 3.83 2.53 2.43 3.83 2.53 2.43 Рисунок 11.3 - Эпюры избыточных давлений 1. Наружные избыточные давления рассчитаны на момент ликвидации открытого фонтанирования. 2. Внутренние избыточные давления рассчитаны на момент испытания колонны на герметичность в один прием без пакера 82 Таблица 11.7- Технологическая оснастка обсадных колонн Элементы оснастки Название и диаметр колонн, мм Кондуктор 324 мм Промежуточная 245 мм 83 Эксплуатационная 168 мм наименование шифр Башмак Обратный клапан Пробка продавочная Центраторы Башмак Обратный клапан Пакер для манжетного цементирования Турбулизаторы БП-324 ЦКОД-324-2 ПП 324х351 ЦЦ-324/394-1 БП-245 ЦКОД-245-2 ПДМ-245-1 Центраторы ЦЦ-245/295-3201 БП - 168 ЦКОД-168-1 ПДМ-168-2 Башмак Обратный клапан Пакер для манжетного цементирования Турбулизаторы Центраторы Примечания: ЦТ 245/295 ЦТ 168/212-216 ЦЦ-168/216-2451 Техническая характеристика ГОСТ, ОСТ, ТУ ОСТ 26-02-227-71 ТУ 39-01-08-281-77 ТУ 39-208-76 ТУ39-01-08-283-77 ОСТ 26-02-227-71 ТУ 39-01-08-281-77 ТУ 3663-00970587573-03 ТУ 39-01-08-284-77 диаметр, мм наружвнутренный ний 351 308 351 335 445 326 270 231 270 280 220 высота, м 0.865 0.35 0.51 0.785 0.265 3.595 масса, т 0.154 0.077 0.025 0.028 0.090 0.057 0.592 Количество, шт. Расстояние установки от башмака, м 1 1 1 10 1 2 1 0 10 См. прим 0 10, 20 950 26 29 0.625 0.35 3.800 0.016 8 0.042 0.025 0.405 По 1 шт. сверху и снизу каждого центратора ниже ПДМ См. прим 1 2 1 0 10, 20 300 171 0.135 0.005 18 170 - 0.011 35 По 1 шт. сверху и снизу каждого центратора ниже ПДМ См. прим. 293 248 - ТУ 39-01-08-283-1 370 247 - ОСТ 26-02-227-71 ТУ 39-01-08-281-77 ТУ 3663-00970587573-03 ТУ 39-01-08-284-77 188 188 200 156 144 210 ТУ 39-01-08-283-1 292 1. Схема расстановки центраторов: на кондукторе Ø 324 мм: на промежуточной колонне Ø 245 мм: - интервал 0 - 20 м через 10 м (2 шт.); - интервал 20 - 630 м через 100 м (6 шт.); - интервал 630 - 650 м через 10 м (2 шт.) - интервал 0 - 20 м через 10 м (2 шт.); - интервал 20 - 1280 м через 100 м (12 шт.); - интервал 1280 – 1320 м через 10 м (4 шт.); - интервал 1320 - 2230 м через 100 м (9 шт.); - интервал 2230– 2250 м через 10 м (2 шт.). 2. Схема расстановки центраторов уточняется по данным ГИС На эксплуатационной колонне Ø 168 мм: - интервал 0 – 20 м через 10 м (2 шт.); - интервал 20 – 2180 м через 100 м (22 шт.); - интервал 2180 – 2220 м через 10 м (4 шт.); - интервал 2220 – 2480 м через 50 м (5 шт.); - интервал 2480 – 2500 м через 10 м (2 шт.); Таблица 11.8- Режим спуска обсадных труб Название колонны Кондуктор 324 мм Момент свинчивания, кНм 7.5 - 9.6 Промежуточная 245 мм 11.4 - 21.9 Эксплуатационная 168 мм 6.9-10.7 Смазка для резьбовых соединений шифр или название ГОСТ, ТУ на изготовление Bakerlok Импорт thread locking compound Bestolife 2010 Импорт NM Ultra Bestolife 2010 Импорт NM Ultra Допустимая скорость спуска в интервале, м величина, от до м/с (верх) (низ) Периодичность долива, м 0 60 60 650 0.50 0.25 80…100 0 650 950 0 300 2250 650 950 2250 300 2250 2500 0.50 0.25 0.25 0.50 0.50 0.25 120…130 150…200 Промежуточные промывки расход количество бурового глубина, м циклов раствора, л/с 60 1 30…35 650 950 2250 300 2250 2500 1 1 2 1 1 2 25…27 15…20 84 Примечание После спуска обсадной колонны до забоя произвести обработку бурового раствора реагентамипонизителями вязкостных, структурно-механических и реологических параметров, а так же пеногасителями для снижения содержания пены в буровом растворе до значений ≤ 3 %. Структурно-механические свойства бурового раствора должны находиться на минимально допустимом уровне для обеспечения более качественного цементирования обсадной колонны. - Свинчивание труб с соединениями ОТТМ и ОТТГ производить гидравлическим ключом (в комплект которого входит моментомер) с контролем момента свинчивания Таблица 11.9 - Исходные данные к расчету цементирования колонн Промежуточная 426 324 245 3 60 4 5 6 7 60 0 ПЦТ I-50 1800 650 450 ПЦТ I-50 1800 650 2250 0 ПЦТ III-Об-4-50 1400 2250 1300 ПЦТ I-50 1820 1300 1200 ПЦТ I-50 1820 1200 0 ПЦТ III-Об-6-50 1560 2500 2200 ПЦТ I-G-CC-1 1820 2200 0 ПЦТ I-50 1820 8 490 393.7 404 295.3 302 Коэффициент кавернозности Водотвердое отношение, (В/Т) 9 10 1.30 Количество сухого компонента для приготовления 3 1 м раствора, тонн Эксплуатационная 168 2500 215.9 222.3 Содержа- Плотние хим. ность реагентов в бужидкости ферзатвореной ния, жидко% сти, 3 кг/м 19 20 13 14 15 16 17 18 0.55 1.14 0.00228 - - - - - 4.55 CaCl2 0.36 ГКЖ 0.54 1.14 - 0.00228 0.0353 - - - - 0.36 ГКЖ 0.60 0.88 - 0.0018 - - - - - 0.33 ГКЖ 0.52 1.16 0.50 1.22 0.60 0.92 0.52 1.10 0.50 1.22 НТФ ЖС-7 ГКЖ НРС-1М 12 0.02 85 CaCl2 11 1.30 1.20 1.20 - 1020 0.0357 - - - 0.04 НТФ 0.00024 - 0.00024 - 0.00019 85 450 Диаметр долота внутренний диаметр колонны, мм Полицем ДФ Кондуктор 2 Плотность тампнажного раствора, кг/м 3 Гидроцем С 1 Напра вление Тампонажный материал Цемент Наиме Диа- Глубина Интервал нова- метр спуcка, подъема цение колонн м мента, м комм от до лонн (низ) (верх) (секций) - - 0.0357 0.060 0.00024 0.0024 - - 0.00024 - - 0.04 НТФ 1010 0.033 НТФ 1010 0.04 НТФ 0.4 Гидро0.0012 цем С 0.2 Полицем 1190 ДФ 0.04 НТФ Примечание Расширяющая добавка НРС-1М и нейтрализатор сероводорода ЖС-7 вводятся в цемент. Равномерность распределения обеспечивается за счет перетаривания смесительных машин. Таблица 11.10 - Физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня Состав раствора 1 Направление 1. ПЦТ I-50 + 0,55 жидкость затворения (2,5% CaCl2, 0,2% ГКЖ к массе цемента) Температура твердения, С Плотность 3 кг/м 2 3 2 1800 Растекаемость, мм Сроки схватывания, час-мин Прочность камня на изгиб через 2 суток, МПа, не менее изгиб сжатие Газопроницаемость камня через 2 суток, 10-15 м2 начало конец 4 5 6 7 8 9 Водоотделение, мл 10 220 4-00 5-00 2.7 4.0 0.04 4 Кондуктор 1. ПЦТ I-50 + 3% НРС-1М + 0,54 жидкость затворения (0,2% ГКЖ к массе цемента) 2. ПЦТ-III-Об-4-50 + 0,60 жидкость затворения (0,2% ГКЖ к массе цемента) 11 1800 220 4-00 5-00 2.7 4.0 0.04 4 9 1400 200 4-00 5-00 1.0 2.0 0.04 2 Промежуточная колонна 86 1. ПЦТ I-50 + 3% НРС-1М + 0,52 жидкость затворения (0.02 % НТФ к массе цемента) 2. ПЦТ I-50 + 0,50 жидкость затворения (0.02 % НТФ к массе цемента) 3. ПЦТ-III-Об-6-50 + 0,60 жидкость затворения (0,02 % НТФ к массе цемента) 51 1820 220 5-00 6-00 2.7 4.0 0.02 4 33 1820 220 4-00 5-00 2.7 4.0 0.02 4 30 1560 200 4-00 5-00 1.0 2.0 0.02 2 Эксплуатационная колонна 1. ПЦТ I-G-CC-1 + 3% НРС-1М + 5% ЖС-7 + 0,52 жидкость затворения (0.01 % НТФ + 0.2 % Гидроцем. С, + 0.1 % Полицем ДФ к массе цемента) 2. ПЦТ I-50 + 0,50 жидкость затворения (0.02 % НТФ к массе цемента) 92 1820 200 7-00 8-30 2.7 4.0 Не проницаем 0 49 1820 220 6-00 8-00 2.7 4.0 Не проницаем 0 Таблица 11.11 - Параметры и компонентный состав буферных жидкостей Номер ступени 1 Состав 2 Буферная жидкость в объеме 2 м3: Вода Полигликоль ВУР в объеме 2 м3: Вода ПАЦ-В Сода каустическая Сульфат меди - 1 87 2 Буферная жидкость в объеме 2 м3: Вода НТФ ВУР в объеме 2 м3: Вода ПАЦ-В Сода каустическая Сульфат меди Буферная жидкость в объеме 2 м3: Вода НТФ ВУР в объеме 2 м3: Вода ПАЦ-В Сода каустическая Сульфат меди Масса кг на 1м3 3 Количество, тонн 4 Кондуктор 900 100 1.800 0.200 975 10 5 5 Плотность, кг/м3 Водоотдача, см3/30 мин 7 Корка, мм 5 Растекаемость, см 6 1020 - - - 1010 30 5.0 0.5 1010 - - - 1010 30 5.0 0.5 1010 - - - 1010 30 5.0 0.5 8 1.95 0.02 0.01 0.01 Промежуточная колонна 998 2 1.996 0.004 975 10 5 5 1.95 0.02 0.01 0.01 998 2 1.996 0.004 975 10 5 5 1.95 0.02 0.01 0.01 Окончание таблицы 11.11 Номер ступени 1 1 2 Состав 2 88 ВУБЖ в объеме 4 м3: Вода ПАЦ-В Гаммаксан Сода кальцинированная Мраморная крошка Буферная жидкость в объеме 2 м3: Вода НТФ ВУР в объеме 2 м3: Вода ПАЦ-В Сода каустическая Сульфат меди Масса кг Количество, Плотность, на 1м3 тонн кг/м3 3 4 5 Эксплуатационная колонна 1190 885 3.540 3 0.012 4 0.016 2 0.008 286 1.114 1010 998 1.996 2 0.004 1010 975 1.95 10 0.02 5 0.01 5 0.01 Растекаемость, см 6 Водоотдача, см3/30 мин 7 Корка, мм - 5.0 0.5 30 5.0 0.5 8 Таблица 11.12 - Потребное количество материалов, оборудования и цементировочной техники Наименование работ, материалов 1 Нормативные документы Единица измерения Потребное количество, т Кондуктор Промежуточная Направление Всего, т Эксплуатационная 2 3 4 5 6 Материалы и химреагенты для приготовления тампонажного раствора и буферной жидкости 7 8 ПЦТ-I-50 ГОСТ 1581-96 тонн 8.53 19.89 42.16/4.93 49.44 124.95 ПЦТ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96 тонн - - - 8.01 8.01 ПЦТ-III-Об-4-50 ГОСТ 1581-96 тонн - 31.21 - - 31.21 ПЦТ-III-Об-6-50 ГОСТ 1581-96 тонн - - 35.45 НТФ ТУ 6-09-5283-86 тонн - - 0.0044/0.0010 0.0016/0.008 0.240 тонн - 0.60 35.45 0.0084/0.001 0.0071/0.008 1.26 CaCl2 ТУ 6-09-507783 тонн 0.21 - - - 0.210 ГКЖ ТУ 2229-276-05763441-2001 тонн 0.02 0.04/0.06 - - 0.120 ЖС-7 ТУ 2123-001-12650743-2003 тонн - - - 0.401 0.401 Полигликоль ТУ 2458-003-10075151-00 тонн - 0.20 - - 0.200 Гидроцем С ТУ 22-31-009-40912231-2003 тонн - - - 0.016 0.016 Полицем ДФ ТУ 228-010-40912231-2003 тонн - - - 0.008 0.008 ПАЦ-В Сода кальцинированная Сода каустическая ТУ 2231-016-535-01222-2001 тонн - 0.02 0.04 0.032 0.092 ГОСТ 5100-85 тонн - - - 0.008 0.008 ТУ 6-01-1306-85 тонн - 0.01 0.02 0.01 0.040 Сульфат меди ГОСТ 4165-78 тонн - 0.01 0.02 0.02 0.050 Гаммаксан ТУ 2458-002-50635131-2003 ТУ 5716-004-50635135-2004 тонн 0.016 0.016 тонн 1.114 1.114 НРС-1М 89 Мраморная крошка 0.0395 2.100 Продолжение таблицы 11.12 Наименование работ, материалов Нормативные документы 1 2 Единица измерения 3 Потребное количество, т Кондуктор Промежуточная Направление 4 5 Эксплуатационная 6 7 Работа агрегатов Приготовление, подогрев жидкости затворения, приготовление буферной жидкости и ВУР перед цементированием ППУ-3М (ППУ-1600) час 24 24 24 24 ЦА-320М час 12 12 12 12 Затарка СМН-20 цементом тонн 8.53 19.89/31.21 42.16/4.93 35.45 4.35/47.51 51.52 Дежурство агрегатов и перетарка цемента перед цементированием 90 ЦА-320М час 24 24 24 24 СМН-20 час 12 24 24 24 Тарировка приборов перед цементированием СКЦ-2М (СКУПЦ) час 2 2 2 2 БМ-700 час 2 2 2 2 ЦА-320М час 2 2 2 2 Работы по цементированию ЦА-320М агр/опер 2/1 4/1 5/2 5/2 СМН-20 агр/опер 1/1 3/1 3/2 3/2 СКЦ-2М (СКУПЦ) агр/опер 1/1 1/1 1/2 1/2 БМ-700 агр/опер 1/1 1/1 1/2 1/2 ППУ-3М (ППУ-1600) час 3 3 6 6 Осреднительная емкость агр/опер 1/1 1/1 1/2 1/2 Дежурство агрегатов на период ОЗЦ ЦА-320М час 36 36 36 36 Дежурство агрегатов на период бурения и крепления зоны продуктивного пласта ЦА 320 час в т.ч.: при бурении при креплении - 527.76 616.8 176.4 351.36 255.6 361.2 Таблица по сборнику цен 8 Окончание таблицы 11.12 Наименование работ, материалов 1 Нормативные документы Единица измерения Направление Кондуктор I Промежуточная II Промежуточная Эксплуатационная Таблица по сборнику цен 2 3 4 5 6 7 8 9 Потребное количество, т Примечание 1. Схемы обвязки цементировочного оборудования при цементировании обсадных колонн разрабатываются буровым подрядчиком и прикладываются к планам работ на спуск и цементирование обсадных колонн (принципиальная схема обвязки цементировочного оборудования представлена на рисунке 11.13) 91 Таблица 11.13- Гидравлический расчет цементирования. Исходные данные Наименование показателей 1 92 Диаметр долота Коэффициент кавернозности Глубина спуска колонны Глубина залегания пласта наиболее склонного к гидроразрыву Градиент давления гидроразрыва пород в зоне слабого пласта Цементируемая обсадная колонна - наружный диаметр - толщина стенки - длина секции Плотность раствора: - промывочной жидкости - облегченный тампонажный раствор - цементного раствора нормальной плотности - продавочной жидкости - буферной жидкости - опрессовочной жидкости Высота столбов жидкостей в затрубье: - облегченный цементный раствор - цементного раствора нормальной плотности Высота цементного стакана Объем буферной жидкости м м МПа/м Кондуктор 3 393.7 1.30 650 470 0.018 Значение Промежуточная 4 295.3 1.20 2250 1180 0.018 Эксплуатационная 5 215.9 1.20 2500 2500 0.0181 мм мм м 324 11 650 245 11.1 2250 168 10.6 2500 кг/м3 кг/м3 кг/м3 кг/м3 кг/м3 кг/м3 1120 1400 1800 1120 1010 1120 1160 1560 1820 1160 1010 1160 1190 1820 1190 1190 1000 м м м м3 550 100 10 4 1200 850/100 20/5 4 2500 20/5 4 Единица измерения 2 мм Таблица 11.14- Результаты гидравлического расчета цементирования кондуктора Наименование Единицы измерения Значение 2 м МПа МПа м3 кг/м3 3 0.449 11.83 11.24 45.76 1460 1 Фактический диаметр скважины Давление гидроразрыва слабого пласта Допустимое давление на слабый пласт (коэф. запаса = 5 %) Объем продавочной жидкости Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки Давление, МПа Тип закачиваемой жидкости Плотность, кг/м3 93 гидростатическое гидросопротивления 5 0.474 6 - 7 - гидравлических сопротивлений в обвязке ЦА 8 - Объем порции, м3 Суммарный объем, м3 Производительность ЦА, м3/с 3 2.00 4 2.00 в затрубье (в конце операции) 1 Буферная 2 1010 ВУР 1010 2.00 4.00 0.474 - - - ЦР (обл.) 1400 39.92 43.92 0.948 - - - ЦР (норм.) 1800 8.28 52.20 0.948 - - - Продавочная Продавочная 1120 44.26 96.46 1.422 - - 1120 1.50 97.96 0.174 9.32 0.551 ожидаемое на слабый пласт Время выполнения, мин на цементировочной головке допустимое в конце операции операции нарастающее 12 4.22 13 4.22 9 См. диагр. 10 10.00 11 См. диагр. То же −"− −"− 10.00 То же −"− −"− 4.22 8.44 42.11 50.55 8.73 59.28 - −"− 10.00 −"− 31.13 90.41 0.2 9.871 10.00 2.83 8.62 99.03 10.00 10.00 14 12 Давление, МПа 10 8 6 94 4 2,83 2 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Время , мин Допустимое давление на устье, МПа Изменение давления на устье при цементировании, Мпа Рисунок 11.4 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования 12 11 10 9,9 95 Давление, МПа 9 8 7 6 5 4 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Время, мин Давление гидроразрыва на забое, Мпа Давление на стенки скважины, Мпа Рисунок 11.5 – Диаграмма изменения давления на стенки скважины во время цементирования Таблица 11.15 - Результаты гидравлического расчета цементирования промежуточной колонны (1 ступень) Наименование Единицы измерения Значение 2 м МПа МПа м3 кг/м3 3 0.323 41.63 39.55 86.54 1438 1 Фактический диаметр скважины Давление гидроразрыва слабого пласта Допустимое давление на слабый пласт (коэф. запаса = 5 %) Объем продавочной жидкости Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки Давление, МПа 96 1 Буферная 2 1010 3 2.00 4 2.00 5 0.474 6 - 7 - гидравлических сопротивлений в обвязке ЦА 8 - ВУР 1010 2.00 4.00 0.474 - - - ЦР (норм.) 1820 33.82 37.82 0.948 - - - Продавочная 1160 36.09 73.91 1.422 - - Продавочная 1000 3.88 77.79 0.474 - Продавочная 1160 35.07 112.86 1.422 - Продавочная 1160 10.00 122.86 0.936 - - Продавочная 1160 1.50 124.36 0.174 31.75 2.03 Тип закачиваемой жидкости Плотность, кг/м3 Объем порции, м3 Суммарный объем, м3 Производительность ЦА, м3/с в затрубье (в конце операции) гидростатическое гидросопротивления ожидаемое на слабый пласт Время выполнения, мин на цементировочной головке допустимое в конце операции операции нарастающее 9 См. диагр. 10 25.00 11 См. диагр. 12 4.22 13 4.22 25.00 8.44 35.68 44.12 25.00 То же −"− −"− 4.22 - То же −"− −"− 25.38 69.50 - - −"− 25.00 −"− 8.19 77.69 - - 25.00 102.35 25.00 −"− −"− 24.66 - −"− −"− 10.68 113.03 0.5 33.78 25.00 8.59 8.62 121.65 25.00 28 24 Давление, МПа 20 16 12 97 8,59 8 4 0 0 10 20 30 40 Допустимое давление на устье, МПа 50 60 70 80 90 100 110 Изменение давления на устье при цементировании, Мпа Рисунок 11.6 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования 120 130 Время, мин 45 40 35 33,78 Давление, МПа 30 25 20 98 15 10 5 0 0 20 40 60 80 100 120 140 Время, мин Давление гидроразрыва на забое, Мпа Давление на стенки скважины, Мпа Рисунок 11.7 – Диаграмма изменения давления на стенки скважины во время цементирования Таблица 11.16 - Результаты гидравлического расчета цементирования промежуточной колонны (2 ступень) Наименование Единицы измерения Значение 2 м МПа МПа м3 кг/м3 3 0.323 23.40 21.76 50.25 1580 1 Фактический диаметр скважины Давление гидроразрыва слабого пласта Допустимое давление на слабый пласт (коэф. запаса = 5 %) Объем продавочной жидкости Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки Давление, МПа 99 1 Буферная 2 1010 3 2.00 4 2.00 5 0.474 6 - 7 - гидравлических сопротивлений в обвязке ЦА 8 - ВУР 1010 2.00 4.00 0.474 - - ЦР (обл.) 1560 35.03 39.03 1.422 - ЦР (норм.) 1820 3.67 42.70 0.474 - Продавочная 1160 38.75 81.45 1.248 - Продавочная 1160 10.00 91.45 0.624 - Продавочная 1160 1.50 92.95 0.174 20.15 Тип закачиваемой жидкости Плотность, кг/м3 Объем порции, м3 Суммарный объем, м3 Производительность ЦА, м3/с в затрубье (в конце операции) гидростатическое гидросопротивления ожидаемое на слабый пласт Время выполнения, мин на цементировочной головке допустимое в конце операции операции нарастающее 12 4.22 13 4.22 4.22 8.44 10 25.00 - 9 См. диагр. То же 25.00 11 См. диагр. То же - - −"− 25.00 −"− 24.63 33.07 - - −"− 25.00 −"− 7.74 40.81 - - −"− 25.00 −"− 31.05 71.86 - - −"− 25.00 87.89 0.30 21.76 25.00 −"− 7.14 16.03 1.61 8.62 96.51 30 25 Давление, МПа 20 15 100 10 7,14 5 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Время, мин Допустимое давление на устье, МПа Изменение давления на устье при цементировании, Мпа Рисунок 11.8 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования 25 21,8 Давление, МПа 20 15 10 101 5 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Время, мин Давление гидроразрыва на забое, Мпа Давление на стенки скважины, Мпа Рисунок 11.9 – Диаграмма изменения давления на стенки скважины во время цементирования Таблица 11.17 - Результаты гидравлического расчета цементирования эксплуатационной колонны (1 ступень) Наименование Единицы измерения Значение 2 м МПа МПа м3 кг/м3 3 0.237 45.25 42.99 42.14 1270 1 Фактический диаметр скважины Давление гидроразрыва слабого пласта Допустимое давление на слабый пласт (коэф. запаса = 5 %) Объем продавочной жидкости Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки Давление, МПа 102 1 ВУБЖ 2 1190 3 4.00 4 4.00 5 0.474 1 - 2 - гидравлических сопротивлений в обвязке ЦА 3 - ЦР (норм.) 1820 6.69 10.69 0.948 - - - Продавочная Продавочная Продавочная Продавлочная Продавочная 1190 4.76 15.45 1.422 - - 1010 3.40 18.85 0.474 - 1190 20.00 38.85 1.422 1190 10.48 49.33 1190 3.50 52.83 Тип закачиваемой жидкости Плотность, кг/м3 Объем порции, м3 Суммарный объем, м3 Производительность ЦА, м3/с в затрубье (в конце операции) гидростатическое гидросопротивления ожидаемое на слабый пласт Время выполнения, мин на цементировочной головке допустимое в конце операции операции нарастающее 6 См. диагр. −"− 7 8.44 1 8.44 7.06 15.5 4 См. диагр. −"− 5 32.00 - −"− 32.00 −"− 3.35 18.85 - - −"− 32.00 −"− 7.17 26.02 - - - −"− 32.00 −"− 14.06 40.08 0.936 - - - −"− 32.00 −"− 11.20 51.28 0.174 31.15 4.1 0.3 35.25 32.00 5.46 20.11 71.39 32.00 103 Рисунок 11.10 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования 104 Рисунок 11.11 – Диаграмма изменения давления на стенки скважины во время цементирования Таблица 11.18 - Результаты гидравлического расчета цементирования эксплуатационной колонны (2 ступень) Наименование Единицы измерения Значение 2 м МПа МПа м3 кг/м3 3 0.237 37.30 1820 1 Фактический диаметр скважины Давление гидроразрыва слабого пласта Допустимое давление на слабый пласт (коэф. запаса = 5 %) Объем продавочной жидкости Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки Давление, МПа 105 1 Буферная 2 1190 3 2.00 4 2.00 5 0.474 6 - 7 - гидравлических сопротивлений в обвязке ЦА 8 - ВУР 1190 2.00 4.00 0.474 - - ЦР (норм.) 1820 36.84 40.84 0.936 - Продавочная Продавочная Продавочная 1190 20.80 61.64 0.936 1190 15.00 76.64 1190 1.50 78.14 Тип закачиваемой жидкости Плотность, кг/м3 Объем порции, м3 Суммарный объем, м3 Производительность ЦА, м3/с в затрубье (в конце операции) гидростатическое гидросопротивления ожидаемое на слабый пласт Время выполнения, мин на цементировочной головке допустимое в конце операции операции нарастающее 12 4.22 13 4.22 4.22 8.44 9 - 10 32.00 - - 32.00 11 См. диагр. То же - - - 32.00 −"− 39.36 47.80 - - - 32.00 −"− 22.22 70.02 0.696 - - - 32.00 −"− 21.55 91.57 0.174 39.27 4.00 0.30 8.62 100.19 - 32.00 18.70 35 30 Давление, МПа 25 20 18,7 15 106 10 5 0 0 20 40 60 80 100 Время, мин Допустимое давление на устье, МПа Изменение давления на устье при цементировании, Мпа Рисунок 11.12 – Диаграмма изменения давления на устье во время цементирования Таблица 11.19 - Перечень работ по контролю за процессами бурения и крепления скважины Контролируемые показатели 1 Механическая скорость бурения Технические средства, способы контроля 2 На стадии бурения скважины Станция ГТИ Давление на стояке манифольда и в затрубье Расход бурового раствора на входе и выходе из скважины Скорость спуска и подъема бурильного инструмента Плотность бурового раствора на входе и выходе из скважины Контроль параметров бурового раствора (СНС, фильтрация, вязкость и т.д.) Скорость вращения ротора и крутящий момент Температура бурового раствора на входе и выходе из скважины Уровень в доливной емкости Манометр на стояке, станция ГТИ Постоянно в процессе бурения То же Станция ГТИ То же Станция ГТИ Постоянно при СПО Ареометр АБР-1, станция ГТИ Постоянно в процессе бурения Постоянно в процессе бурения Полевая лаборатория пром. жидкостей Станция ГТИ Станция ГТИ Станция ГТИ На стадии крепления скважины Скорость спуска обсадной колонны Станция ГТИ Крутящий момент свинчивания Моментомер резьбового соединения Вес на крюке Станция ГТИ Давление на цементировочной гоМанометр МТИ, станция ГТИ, СКЦ-2М ловке при цементировании Расход бурового раствора на выходе Станция ГТИ, СКЦ-2М из скважины при промывке Плотности промывочного и тампоАреометр АБР-1, станция ГТИ, нажного растворов на входе и выхо- СКЦ-2М де из скважины Температура раствора на входе и Станция ГТИ выходе из скважины Время: закачки, продавки Станция ГТИ, СКЦ-2М Сцепление цементного камня с обАКЦ, ЛМ, ГК (ПГИ, ВАК, ИНГК-С, садной колонной и стенкой скважины ИНК-С/0) Герметичность крепи Герметичность цементного кольца Периодичность контроля 3 Опрессовка колонны ЦА 320 Опрессовка ЦА 320 Опрессовка межколонного пространства (незамерзающей жидкостью) 107 Постоянно в процессе бурения При бурении в интервале ММП Постоянно в процессе бурения Постоянно при спуске обсадной колонны То же Постоянно с начала цементирования При промывке, затворении и продавке При промывке, затворении, продавке и после продавки Постоянно при затворении и продавке После ОЗЦ. В скобках – по мере необходимости по решению Заказчика После ОЗЦ После разбуривания цементного стакана и углублении под следующую колонну на 1-3 м. Таблица 11.20 - Работа специальной техники Наименование работы 1 Тип агрегата, машины 2 3 Кондуктор Ø 324 мм Опрессовка - Приустьевой части колонны с колонной ЦА-320М головкой и обсадную колонну: (СЕВЕР-1) - выкидных линий ПВО - цементного кольца - обсадных труб на поверхности Единица измерения 4 Количество вызовов агрегатов 5 Номера расценок ССНиР 49.2[4], ЕРЕР ч.3 6 3 1 2 1 1 1 68 1 ЕРЕР 49-2746 ЕРЕР 49-2749 ЭСН 49.490 ЕРЕР 49-2746 ЭСН 49.490 ЕРЕР 49-2746 ЭСН 49.491 ЕРЕР 49-2749 Показатель агр/опер. ЦА-320М агр/опер. (СЕВЕР-1) ЦА-320М агр/опер. (СЕВЕР-1) ЦА-320М труба (СЕВЕР-1) Промежуточная колонна Ø 245 мм Опрессовка - Приустьевой части колонны с колонной головкой: - азотом АКС-8 час 5 1 ЕРЕР 49-2746 ЕРЕР 49-2749 - 1 ступень промежуточной колонны совместно с ПВО ЦА-320М (СЕВЕР-1) 1агр/опер. 3 1 ЭСН 49.490 ЕРЕР 49-2746 - 2 ступень промежуточной колонны совместно с ПВО ЦА-320М (СЕВЕР-1) 1агр/опер. 3 1 ЭСН 49.490 ЕРЕР 49-2746 ЭСН 49.490 ЕРЕР 49-2746 ЭСН 49.491 ЕРЕР 49-2749 - цементного кольца - обсадных труб на поверхности ЦА-320М агр/опер. 1 (СЕВЕР-1) ЦА-320М труба 236 (СЕВЕР-1) Эксплуатационная колонна Ø 168 мм Опрессовка - Приустьевой части колонны с колонной головкой: - азотом АКС-8 - 1 ступень промежуточной колонны совместно с ПВО - 2 ступень промежуточной колонны совместно с ПВО - обсадных труб на поверхности ЦА-320М (СЕВЕР-1) ЦА-320М (СЕВЕР-1) ЦА-320М (СЕВЕР-1) 108 1 1 час 5 1 1агр/опер 3 1 1агр/опер 3 1 404 1 труба ЕРЕР 49-2746 ЕРЕР 49-2749 ЭСН 49.490 ЕРЕР 49-2746 ЭСН 49.490 ЕРЕР 49-2746 ЭСН 49.491 ЕРЕР 49-2749 Р-р от УНБ-600 1.1.1.1.1.1.1.1 Емкость с тех. водой 1.1.1.1.1.1.1.2 1.1.1.1.1.1.1.3 СКЦ 1.1.1.1.1.1.1.4 1.1.1.1.1.1.1.5 БМ цбн ц 1.1.1.1.1.1.1.6 г ЦА ЦА О.е. ЦА ЦА ППУ СМН СМН СМН СМН Рисунок 11.13 – Принципиальная схема обвязки цементировочного оборудования 1. СМН – цементно-смесительная машина 2. ЦА – цементировочный агрегат 3. О.е. – осреднительная емкость 4. СКЦ – станция контроля цементирования 5. БМ – блок манифольдов 6. ЦБН – центробежный насос 7. ППУ – передвижная паровая установка 109 12 Технология освоения (испытания) скважин Таблица 12.1- Подготовительные и монтажные работы № п.п. 1 1 2 3 4 5 6 7 Наименование работ 2 Монтаж ОП 5-180/80 × 35 К2 ХЛ Выкидная линия для освоения (факельная) Опорные стойки под линию освоения Сепаратор Обвязка сепаратора Продувочная линия до сепаратор и после Продувочная линия (на каждый последующий метр) Единицы измерения 3 Комплект 10 п.м. шт. Комплект обв. 25 м м Количество 4 шт. 20 20 1 1 1 75 ССНиР-49 5 ЭСН 49.254-5/821 ЭСН 49.254-6/822 ЭСН 49.254-7/823 ЭСН 49.256-5/828 ЭСН 49.258-9/845 ЭСН 49.252-6/804 ЭСН 49.252-7/805 110 Таблица 12.2- Оборудование для испытания (освоения) Интервал испытания, м Тип установки от (верх) до (низ) 2370 2450 Забойное оборудование интервал (глубина тип установки), м Устьевое оборудование МБУ 160 Количество смен 2 по 12 час. тип фонтанной арматуры АФК 6-80-35 К2 ХЛ тип прострелочной задвижки или превентора ОП 5-180/80 × 35 К2 ХЛ - - Оборудование при газогидродинамических исследованиях 111 ЦА 320 Глубинные манометры/термометры: 1. ИМС или аналог 2. МИКОН-107 или аналог 3. МИКОН-127 или аналог Глубинные пробоотборники: 1. ПД-3МО5 2. ВПП-300 3. ПГ-1000 Желонки Емкости для замера дебита нефти (конденсата), воды V не менее 50 м3 Образцовые манометры МО Лубрикатор Проволочная лебедка Азинмаш-8 или аналог в коррозионностойком исполнении Регулируемый штуцер Штуцер с фиксированным диаметром сменных шайб Сепаратор ДИКТ с комплектом сменных диафрагм Насос дозирующий НД100/250 (для закачки ингибитора гидратообразования) Уровнемер акустический СУДОС-автомат ППУ-3М Таблица 12.3 - Компоновка лифтовой колонны (насосно-компрессорных труб) Интервал установки НКТ, м Длина интервала, м 1 0 – 2500 2 2500 Примечание - Тип труб, диаметр, группа прочности, толщина стенки, м 3 Трубы гладкие высокогерметичные НКМ 73.0х7.0 Е Нагрузки, при которых напряжение в трубах достигает предела текучести, кН 4 680 Вес, кН 1 погонный метр секции 5 0.117 6 292.75 нарастающий с коэффициентом 1.036 7 303.29 Коэффициент запаса прочности на избыточное на растядавление жение наружное внутреннее 8 2.14 Бурильная колонна спроектирована для среды, содержащей сероводород (СКРН=0,67) 9 3.24 10 2.46 112 Таблица 12.4- Вскрытие объектов при испытании (освоении) Интервал испытания, м от до Номер объекта испытания 1 2 3 Длина вскрываемого интервала, м 4 2370 2450 I 80 Примечание - Интервал установки фильтра, м Тип перфоратора 5 6 Интервал перфорации, за один спуск, м 7 Не устанавливается ПКО-89(20) 40 Плотность перфорации, отв/м Перфорационная среда при вскрытии пласта 8 9 Перфорационный раствор (NaCl или KCl) 20 Требования при проведении прострелочно-взрывных работ: 113 - прострелочно-взрывные работы (ПВР) в скважинах должны проводиться в соответствии с требованиями ПБ 13-407-01 «Единые правила безопасности при взрывных работах» и ПБ 08-624-03 (глава 5.6); - прострелочно-взрывные работы должны выполняться по планам, совместно утверждаемым руководителями подрядной (специализированной) организации и заказчика; - руководитель подразделения по выполнению ПВР (начальник партии, отряда) должен иметь право ответственного руководства взрывными работами; - непосредственную работу со взрывчатыми материалами (ВМ) могут выполнять только взрывники, имеющие Единую книжку взрывника; - обслуживающий персонал (буровая бригада), привлекаемый для выполнения спуско-подъемных операций и других вспомогательных работ, должен быть проинструктирован руководителем взрывных работ в части мер безопасности и работать под его наблюдением; - геофизические организации должны иметь эксплуатационную документацию на все применяемые ими прострелочно-взрывную аппаратуру (ПВА), изделия из взрывчатых веществ (ВВ), приборы взрывного дела и руководствоваться ею на всех стадиях обращения с ними; - условия применения ПВА в скважинах (максимальные температура, гидростатическое давление, минимальный проходной диаметр и др.) должны строго соответствовать допускаемым эксплуатационной документацией на конкретный ПВА; - приступать к выполнению ПВР на скважине разрешается только после окончания работ по подготовке ее территории, ствола и оборудования к ПВР, подтвержденного «Актом готовности скважины для производства ПВР», подписанным представителями Заказчика и Подрядчика; - при выполнении ПВР устье скважины должно оборудоваться запорной арматурой и лубрикаторными устройствами, обеспечивающими герметизацию при спуске, срабатывании и подъеме ПВА; - на буровой должны быть подготовлены площадки для работ по снаряжению и заряжанию ПBA. Эти площадки должны быть удалены от жилых и бытовых помещений не менее чем на 100 м, от устья скважины - 50 м; - вокруг мест работы с ВМ и ПВА должны быть выставлены знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ: мест снаряжения ПВА - радиусом не менее 20 м и устья скважины - радиусом не менее 50 м; - при выполнении ПВР в темное время суток на скважине должно быть освещение, выполненное с учетом требований «Единых правил безопасности при взрывных работах». Таблица 12.5- Методы испытания (освоения) объектов Интервал испытания, м от (верх) до (низ) 1 2370 2 2450 Вызов притока метод 3 Замена промывочной жидкости на воду, свабирование Газодинамические исследования депрессия на пласт*, МПа тип флюида 4 16.0 5 Газ ожидаемый дебит, тыс. м3/сут (т/сут) 6 1353.97 проницаемость, мДа 7 До 500 количество режимов исследований 8 5 прямого и 2 обратного хода Примечание * Величина депрессии, принятая из условия 3 - 4-х кратного превышения значения репрессии на пласт при бурении. При недостаточности указанной депрессии в связи с возможной загрязненностью призабойной зоны пласта (ПЗП) ее величину, возможно, увеличивать до значения допустимой депрессии, обеспечивающей устойчивость ПЗП и сохранность цементного кольца. Величина допустимой депрессии должна быть определена Буровой организацией по согласованию с Заказчиком с учетом проектных решений и фактического состояния крепи (п. 2.9.6. Правил безопасности…ПБ 08-624-03). 114 Таблица 12.6-Работы по интенсификации притока из пласта Интервал испытания, м от до (верх) (низ) 1 2 2370 2450 Наименование работ (операций) Количество операций по каждому объекту 3 4 1 1. Соляно-кислотная обработка 115 Таблица 12.7- Изоляция интервалов при испытании (освоении) скважины Номер объекта испытания Интервал установки моста, м от (верх) Объем цементного раствора на установку цементного моста, м3 Тип и название тампонажного материала Расход на 1 м3 раствора, тонн Суммарное количество на все операции, тонн до тампонажный матампонажный вода (низ) териал материал Производится испытание одного объекта (2370 - 2450 м), изоляция (установка моста) не требуется вода 116 Таблица 12.8 - Потребное количество материалов для испытания (освоения) пластов и интенсификации притока Шифр или название 1 При испытании в процессе бурения Нормативные документы на изготовление Объем на объект, м3 Норма расхода, кг/м3 2 3 4 Потребное количество, тонн суммарное на на первый суммарное последующие объобъект на скважину екты 5 6 7 117 Испытания в процессе бурения не производятся При перфорации Сульфонол НП-3 ТУ 2481-237-057-63458-98 11.4 5.0 0.06 0.06 Калий хлористый ТУ 2152-013-00203944-95 280.0 3.19 3.19 Для предупреждения гидратообразований ГОСТ 450-77* (с изменениями 98.6 Кальций хлористый 150 14.79 14.79 1.08.2003 г.) Сульфонол НП-3 ТУ 2481-237-057-63458-98 10 0.99 0.99 При интенсификации Соляная кислота ингибированная (18%) ТУ 6-14-13-01-81 12.8 400 5.12 5.12 Ингибитор коррозии Катол-22 ТУ 2481-308-0576345802001 10 0.13 0.13 Сульфонол НП-3 ТУ 2481-237-057-63458-98 5 0.06 0.06 Кислота лимонная ГОСТ 12.1.007-76 5 0.06 0.06 Примечание: 1. Класс опасности соляной кислоты согласно ГОСТ 12.1.005 и ГОСТ 857-95. 2. Меры безопасности при транспортировке соляной кислотой согласно требований ПБ 09-596-03. «Правил безопасности при использовании неорганических жидких кислот и щелочей» и ГОСТ 857-95 (глава 7 «Хранение и транспортирование»). 3. Выполнение работ по интенсификации притока производится по плану, разрабатываемому буровым предприятием. До начала работ план согласовывается со всеми заинтересованными сторонами и утверждается Заказчиком (недропользователем). В плане приводится необходимый объем обязательных подготовительных работ, детально описываются все операции процесса интенсификации, назначаются ответственные за каждый этап выполнения работ. В плане содержится раздел по охране труда и технике безопасности работ с соляной кислотой. В соответствии с планом работы выполняются специализированным цехом бурового предприятия или сервисной компанией. Перед началом работ с персоналом группы по интенсификации притока производится инструктаж. Персонал обеспечивается необходимыми средствами индивидуальной защиты. Работы по испытанию в обсадной колонне и интенсификации притока производятся на одном объекте. Близость буровой от базы бурового предприятия (расстояние до Нарьян-Мара – 80 км) позволяет обеспечивать доставку соляной кислоты в количестве 5.12 т непосредственно к началу проведения работ по интенсификации объекта. По этой причине хранение соляной кислоты на буровой площадке рабочим проектом не предусмотрено. Транспортировка ингибированной соляной кислоты производится специальным транспортным средством на базе КАМАЗа 43118-15 (Агрегат кислотной обработки скважин – АНЦ 32/50), снабженный насосом высокого давления ЗПН 32/50 и вспомогательным трубопроводом. Паспорт с разрешением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору прилагается. Интенсификация каждого объекта испытания в отдельности производится закачкой ингибированной соляной кислоты непосредственно из агрегата в скважину по трубам из нержавеющей стали. Далее производится закачка буферной жидкости и продавка соляной кислоты в испытуемый пласт. В пластовых условиях происходит реакция взаимодействия карбонатных пород (известняки, доломиты, мергели) с соляной кислотой и ее полная нейтрализация. Суммарное время проведения работ по интенсификации притока пластового флюида составляет менее 1 месяца. Затраты времени на подготовительные работы и закачку соляной кислоты в скважину составляют 3 – 4 часа. 4. Выполнение мер безопасности при работе соляной кислотой в соответствии с требованиями: - ПБ 09-596-03. «Правил безопасности при использовании неорганических жидких кислот и щелочей» (глава 6 «Средства индивидуальной защиты»). - ГОСТ 857-95 (глава 4 «Требования безопасности»), (соляная кислота); - Требования и мероприятия по технике безопасности и средства индивидуальной защиты согласно таблиц 16.1 – «Требования и мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике, промышленной санитарии» и 16.2 – «Средства индивидуальной защиты» (стр. 162 – 164, Раздел 1). Таблица 12.9 – Работа специальной техники Интервал объекта, м от (верх) до (низ) I объект Количество, штук наименование работ 1. Работа агрегатов: а) при опрессовке - ПВО перед перфорацией - выкидных линий ПВО - ФА перед вызовом притока - факельной линии - сепаратора - лубрикатора б) при проведении испытания 118 I объект I объект в) при интенсификации притока 2. Дежурство агрегатов: - при проведении испытания I объект - при интенсификации притока Наименование или шифр агрегата на первый объект на последующие объекты Количество Единица измерения на первый объект ЦА 320 1 агр/опер. ЦА 320 Азинмаш-8 СМН-20 осреднительная емкость ЦА 320 ЦА 320 Азинмаш-8 ППУ-3М ППУ-3М 1 1 1 час час час 2 1 1 1 1 1 496.8 496.8 4 1 2 1 1 1 1 агр/опер. час час час час час 1 232.8 124.2 124.2 124.2 116.4 на последующие объекты Номер расценки по СНИР-49.1, ЕРЕР ч.3 49-2776 49-2823 49-3125 49-2741 49-2738 49-2825 Таблица 12.10- Продолжительность работы испытателя пластов, спускаемого на бурильных трубах в процессе бурения Глубина отбора пробы, м Индекс пласта 1 от (верх) до (низ) 2 3 Продолжительность опробования, час проработка и промывка скважины (2 цикла) 4 промывка СПО 5 6 подготовка устья скважины к испытанию 7 Всего Испытание скважины (2 цикла) проверка узлов ИПТ час сут. 8 10 11 12 Испытание объектов в открытом стволе не производится 119 Таблица 12.11- Продолжительность испытания (освоения) на продуктивность в обсаженном стволе Наименование работ Испытание Дополнительная перфорация Подготовительные работы перед испытанием Итого по объектам Итого: Источник нормы Сборник сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых, газоконденсатных объектов в скважинах. М., ВНИИОЭНГ, 1985 Продолжительность, сут. 1 объект 18.5 0.1 2.1 20.7 20.7 120 Таблица 12.12 – Расчет времени на проведение работ по интенсификации притока пластового флюида Номер объекта Вид процесса интенсификации Интервал перфорации или обработки, м I ИТОГО: СКО 2370-2450 основного процесса 2.0 2.0 Время приведения, сут. вызов притока, освоение и газодополнительные глушение сквагидродинамичеработы жины ские исследования 6.9 0.8 6.9 0.8 всего 9.7 9.7 121 13 Рекультивация земель Таблица 13.1 – Объемы работ по технической и биологической рекультивации земель № п/п 1. Ед. измерения 2 3 Техническая рекультивация Площадь технической рекультивации га 2. Обустройство жилого посёлка шт. 1 3. Электромонтаж жилого посёлка шт. 1 4. Электромонтаж передвижной электростанции ДЭС-60 шт. 1 5. Эксплуатация ДЭС-60 при рекультивации сут. 10 6. Амортизация жилого посёлка и передвижной электростанции ДЭС-60 сут. 10 7. Монтаж и демонтаж ёмкостей: - запас воды V=25 м3 Амортизация ёмкостей: V=25 м3 Демонтаж геомембраны из шламонакопителя шт. 1 шт. м2 1 2982 час. 16 1 8. 9. Наименование работ 10. Эксплуатация бульдозера для ликвидации шламонакопителя, дренажных канав, окончательной планировки территории 11. 12. 13. 14. 15. 16. Сбор и погрузка металлолома Вывоз плит Вывоз кругляка Очистка от мусора Планировка территории Вывоз отходов производства 1 2 3 4 5 т шт. м3 100 м2 100 м2 т Биологическая рекультивация Рыхление почвы бульдозером 100 м2 Формирование искусственного плодородного слоя га почвы (внесение удобрений) Удобрения ц Посев многолетних трав га Семена кг 122 Кол-во № 30 4 4,65 2,17 125 1196,1 465 429 3685 429 4,29 256 4,29 140 14 Продолжительность строительства скважин Таблица 14.1 – Продолжительность подготовительных работ по обустройству площадки (в том числе заключительные работы по сооружению площадки для фонтанной арматуры) № п/п 1 Наименование работ Завоз строительной техники Устройство разгрузочной площадки и дороги до площадки строительства скважины Сооружение площадки (укладка бревен, устройство отсыпки, укладка плит, устройство склада ГСМ, завоз ГСМ) Завоз буровой установки и привышечных сооружений Сооружение площадки для фонтанной арматуры Итого Норма времени Источник норм Письмосогласование Заказчика - - Продолжительность ч сут. 31 1.29 - - 506 21.08 - - 1806.96 75.29 - - 55 2.29 - - 504 21 2903 120.95 123 Таблица 14.2 – Продолжительность строительства вышки, привышечных сооружений, монтажа, демонтажа оборудования и разборки № п/п 1 Наименование работ Сборка и разборка вышки и привышечных сооружений Источник норм Норма времени в соответствии с техническим предложением 124 - - Продолжительность ч сут. 168 7 Таблица 14.3 – Продолжительность бурения и крепления скважины № п/п 1 2 3 Продолжительность ч сут. 1503.6 62.65 518.4 21.6 985.2 41.05 Наименование работ Итого по скважине в т.ч. бурение крепление 125 Таблица 14.4 – Продолжительность испытания пластоиспытателем на бурильных трубах в открытом стволе в процессе бурения скважины № п/п Продолжительность ч сут. Наименование работ Испытание в открытом стволе не предусматривается 126 Таблица 14.5 – Продолжительность испытания на продуктивность в обсаженном стволе № п/п 1 2 3 Наименование работ Всего по скважине Испытание Дополнительная перфорация Подготовительные работы перед испытанием 127 Продолжительность, сут. 20.7 18.5 0.1 2.1 Таблица 14.6 – Продолжительность интенсификации притока флюида № п/п 1 2 3 Продолжительность, сут. 9.7 2.0 6.9 Наименование работ Всего по скважине Основной процесс Вызов притока, освоение и газогидродинамические исследования Глушение скважины 0.8 128 Таблица 14.7 – Поинтервальная разбивка времени на бурение (для расчета поинтервальной шкалы стоимости метра проходки) от (верх) 0 0 60 0 650 0 2250 0 Всего, сут.: в т.ч. Интервал, м до (низ) 60 60 650 650 2250 2250 2500 2500 Бурение Крепление - длина 60 60 590 650 1600 2250 250 2500 Продолжительность, сут. 0.66 1.49 2.94 9.87 7.35 14.64 10.65 15.05 62.65 Признак выделения интервала Бурение под направление Ø 426 мм Крепление направлением Ø 426 мм Бурение под кондуктор Ø 324 мм Крепление кондуктором Ø 324 мм Бурение под промежуточную колонну 245 мм Крепление промежуточной колонной 245 мм Бурение под эксплуатационную колонну 168 мм Крепление эксплуатационной колонной 168 мм 21.6 41.05 129 Таблица 14.8 - Продолжительность бурения и крепления № п/п 1 2 3 Наименование этапа строительства Подготовительные и строительномонтажные работы к строительству скважины (в том числе заключительные работы по сооружению площадки для фонтанной арматуры) Подготовительные работы к бурению Бурение и крепление Продолжительность, сут. 127.95 3 62.65 Основание Справка Заказчика ВСН 39-86 Наряд на производство буровых работ Таблица 14.4, Раздел 1 Испытание на продуктивность в эксплуата20.7 ционной колонне 5 Интенсификация притока 9.7 Таблица 14.5, Раздел 1 Итого: 224 Коммерческая скорость V = 2500 х 30 = 1197.1 м/ ст.мес. 62.65 4 130 15 Противофонтанная и газовая безопасность Технологические, технические и организационные решения по предупреждению, обнаружению и ликвидации газонефтеводопроявлений выполняются в соответствии со следующими основными инструктивными документами: 1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03., М. Госгортехнадзор России. 2003 г. 2. Инструкция по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98. Госгортехнадзор России. М. 1998 г. 15.1 Подготовительные работы к первичному вскрытию нефтяных и газовых залежей Перед вскрытием пластов с возможным флюидопроявлением необходимо обеспечить выполнение требований, изложенных в документах (1-3 раздел 15): 1. После спуска и цементирования обсадных колонн на устье скважины установить противовыбросовое оборудование (ПВО), приведенное в таблице 15.1. Основной пульт управления превенторами и штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны находиться в металлических будках или под навесами, выполненными по утвержденным и согласованным техническим условиям на их изготовление. Типовые схемы представлены в Приложении Б. 2. Опрессовать ПВО совместно с обсадной колонной на давления, приведенные в таблице 15.2. 3. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовать водой на давление (таблица 15.2) в соответствии с п. 2.7.6.14 [1] и п. 2.3.21 [2]. 4. Обеспечить работоспособность оборудования по приготовлению, утяжелению и дегазации бурового раствора. 131 Таблица 15.1 –Характеристика устьевого и противовыбросового оборудования Наименование обсадной колонны 1 Кондуктор Ø 324 мм Типоразмер, шифр или название устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования 2 ОКК2-35-168 × 245 × 324 К2 ХЛ Нормативные документы на изготовление 3 ГОСТ 28996-91 ОП 5-350/80 × 35 К2 ХЛ, в т. ч. ГОСТ13862-90 1 -ППГ -350х35 К2 ХЛ -ПУГ-350х35 К2 ХЛ ТУ 26-16-211-87 ТУ 26-16-131-81 2 1 Количество 4 1 Выкидные линии Промежуточная колонна Ø 245 мм 2 ОКК2-35-168 × 245 × 324 К2 ХЛ ГОСТ 28996-91 1 ОП 5-230/80 × 35 К2 ХЛ, в т. ч. ГОСТ13862-90 1 -ППГ -230х35 К2 ХЛ -ПУГ-230х35 К2 ХЛ ТУ 26-16-211-87 ТУ 26-16-131-81 2 1 Выкидные линии Эксплуатационная колонна Ø 168 мм 2 ОКК2-35-168 × 245 × 324 К2 ХЛ ОП 5-180/80 × 35 К2 ХЛ, в т. ч. ГОСТ 28996-91 ГОСТ13862-90 1 1 -ППГ -180/80х35 К2 ХЛ -ПУГ-180х35 К2 ХЛ ГОСТ13862-90 ТУ 26-16-131-81 2 1 Выкидные линии 2 АФК 6-80-35 К2 ХЛ ГОСТ13846-89 1 Таблица 15.2- Испытание на герметичность устьевого и противовыбросового оборудования Давление опрессовки, МПа техниченезамерзаюбуровым ской воазотом щей раствором дой жидкостью 3 4 5 6 Кондуктор Ø 324 мм - Наименование оборудования и обсадных колонн Количество 1 2 Приустьевая часть колонны с колонной головкой Колонна совместно с ПВО Выкидные линии ПВО Приустьевая часть колонны с колонной головкой 2 ступень колонны совместно с ПВО 1 ступень колонны совместно с ПВО Выкидные линии ПВО 1 1 7.5 2 10.0 Промежуточная колонна Ø 245 мм 1 - - - 23.8 - 1 23.8 - - - 1 11.8 - - - 2 - 10.0 - - 132 Ожидаемое Руст., МПа 7 6.8 21.6 Окончание таблицы 15.2 Наименование оборудования и обсадных колонн 1 Приустьевая часть колонны с колонной головкой 2 ступень колонны совместно с ПВО 1 ступень колонны совместно с ПВО ФА Выкидные линии ПВО Давление опрессовки, МПа техниченезамерзаюбуровым ской воазотом щей раствором дой жидкостью 2 3 4 5 6 Эксплуатационная колонна Ø 168 мм 1 24.5 Количество 1 - 24.5 - - 1 - 7.9 - - 1 2 - 24.5 10.0 - - Ожидаемое Руст., МПа 7 22.3 Примечание - испытание эксплуатационной колонны на герметичность с предварительной заменой бурового раствора на воду. Опрессовка азотом производится согласно требованиям п.2.7.5 ПБ 08 – 624 – 03; - до установки ПВО заполнить внутреннее пространство колонной головки специальной смазкой, согласно требованиям рабочей документации завода – изготовителя и произвести ее опрессовку; - опрессовка ФА производится при помощи пакерных устройств. Межпакерное пространство заполняется смазкой, рекомендованной заводом – изготовителем. Опрессовку пакерных уплотнителей производить на давление опрессовки колонной головки по методике, изложенной в руководстве по эксплуатации. При опрессовке наружные избыточные давления не должны превышать 80 % от давления смятия колонны. Опрессовка производится в присутствии представителя Ф – ВЧ. По результатам опрессовки составляется акт; - межколонное пространство на устье скважины опрессовывается незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня в межколонном пространстве п.2.7.5.6 ПБ 08 – 624 – 03; - перед установкой ПВО должно пройти гидравлические испытания на стенде на рабочее давление в присутствии представителя Ф - ВЧ. По результатам испытания составляется акт; - иметь на скважине ЗИП для ПВО согласно комплектовочной ведомости; - фонтанная арматура и колонная головка перед установкой на скважину должна пройти входной контроль согласно инструкции (положения) о проведении 133 входного контроля ФА и КГ, разработанной Заказчиком и согласованной с Филиалом – ВЧ. Акт о проведении входного контроля и гидроиспытания фонтанной арматуры хранится с паспортом на оборудование. Таблица 15.3- Испытание на герметичность цементного кольца за обсадными колоннами Наименование колонны 1 Кондуктор Ø 324 мм Промежуточная колонна Ø 245 мм Плотность опрессовочной жидкости, кг/м3 2 1120 1160 Объем технической воды закачиваемой на забой, м3 3 1.07 0.78 Давление опрессовки, МПа 4 3.6 2.0 Примечание Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м повторно опрессовывается с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10 - 20 м выше башмака. Таблица 15.4 - Испытание на герметичность запорной арматуры, применяемой при бурении Наименование запорной арматуры 1 Шаровый кран КШВН Клапан обратный КОБ-146 Шаровый кран КШ-120 Клапан обратный КОБТ 120-З-102 Количество, штук Давление опрессовки, МПа 2 3 2 3 2 3 35 35 35 35 Примечание Шаровые краны и обратные клапаны опрессовываются на базе на давление, указанное в паспорте. По результатам опрессовок составляются акты. Для обратных клапанов предусмотреть проведение дефектоскопии. 5. Перед вскрытием газонефтеводоносных пластов скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине. 134 Таблица 15.5 – Наличие объемов бурового раствора перед вскрытием продуктивных горизонтов Объемы бурового раствора, м3 Суммарный объем бурообъем на поверхности на вого раствора, скважины (на случай ГНВП) бурение м3 Промежуточная 1.20 178.6 357.2 640.0 1175.8 Эксплуатационная 1.20 100.4 200.8 75.0 505.6 Примечание: В соответствии с «Инструкцией по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», РД 08-254-98 (п. 3.15) запас бурового раствора на поверхности предусмотрен в количестве 2 объемов скважины. Интервалы бурения по колоннам Коэффициент кавернозности Таблица 15.6 – Расход химреагентов на приготовление бурового раствора перед вскрытием продуктивных горизонтов Наименование химреагентов и материалов Бентонит Сода кальцинированная Сода каустическая Натрия бикарбонат ПАЦ-В/Н Фито-РК КССБ Гаммаксан Полигликоль Калий хлористый Fk-lube Skimol WS 2111 ЖС-7 Известь Пентакс Бакцид Детергент-HS Мраморная крошка ИТОГО: ГОСТ или ТУ Расход на случай ГНВП, т ТУ 2164-006-41219638-2005 ГОСТ 5100-85 ТУ 6-01-1306-85 ТУ 2231-015-70896713-2005 ТУ 2231-016-535-01222-2001 ТУ 9187-104-00334735-2006 ТУ 2454-325-05133190-2000 ТУ 2458-002-50635131-2003 ТУ 2458-003-10075157-2000 ТУ 2152-013-00203944-95 ТУ 2458-008-18947160-2001 ТУ 2458-002-94296805-2008 ТУ 2123-001-12650743-2003 ГОСТ 9179-84 ТУ У 24.6-32028975-005-2004 ТУ 2484-010-05744685-96 изм. 1 ТУ-2383-010-79342471-2006 ТУ 5716-004-50635135-2004 11.16 1.11 1.11 0.56 1.67 8.37 5.58 2.23 8.37 27.90 2.88 0.56 4.02 0.40 0.56 0.56 0.71 56.19 133.94 6. Обеспечить дежурство ЦА-320. 7. Провести дополнительный инструктаж (под роспись) и тренировочные занятия по планам ликвидации ГНВП со всеми рабочими и ИТР, осуществляющими бурение скважины. Ознакомить всех рабочих буровой, включая тампонажников, газокаратажников, поваров, кочегаров и др. с путями эвакуации, на случай возникновения открытого фонтана. 8. На буровой необходимо иметь три шаровых крана в антикоррозионном исполнении К2. Один устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий – является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. 135 9. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную трубу с переводником и шаровым краном, по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровый кран окрашиваются в красный цвет. 10. Буровая должна быть обеспечена бесперебойной и надежной двухсторонней связью (с использованием космических, радио и др. средств связи) между буровой (ГТИ) и руководством предприятия, ВЧ. Так же буровая должна быть обеспечена прямой телефонной связью: мастер-бурильщик, мастер-оператор станции ГТИ, бурильщик-оператор станции ГТИ. 11. Подрядчику, выполняющему работы, нужно разработать и согласовать в ВЧ план штатного вымыва пачки углеводородного флюида при его поступления во время выполнения различных технологических операций. 12. Вывесить на буровой предупреждение типа: “Внимание! В скважине вскрыт проявляющий пласт”. При бурении в зоне продуктивных отложений необходимо соблюдать следующие мероприятия по предупреждению осложнений: Во время подготовки устья необходимо произвести профилактический ремонт бурового оборудования. Следует проверить центровку вышки с устьем скважины, при необходимости отцентрировать и составить акт о завершении подготовки оборудования к работе «Акт проверки готовности скважины к производству работ». После крепления скважины колонной Ø 324 мм запрещается углубление: - без составления акта готовности скважины, оборудования и персонала; - без письменного разрешения представителя военизированного отряда. 136 Таблица 15.7 – Мероприятия по предупреждению осложнений при бурении зоны продуктивных пластов Возможные осложнения Размыв устья скважины, кавернообразования, обвалы стенок скважины, оттаивание многолетнемерзлых пород в интервале 0 – 370 м. Кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины, подсыпание алевролитов, сужение ствола скважины из-за образования фильтрационной корки в проницаемых отложениях, сальникообразование, возможны прихваты бурильной колонны изза перепада давления и в результате образования сальников, сужения ствола скважины. Газопроявления в отложениях Р2-Р1k. Поглощения бурового раствора в интервале 1590 2230 м от частичных до потери циркуляции Кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины, подсыпание алевролитов, сужение ствола скважины из-за образования фильтрационной корки в проницаемых отложениях, наработка бурового раствора, сальникообразование, возможны прихваты бурильной колонны изза перепада давления и в результате образования сальников, сужения ствола скважины, Газопроявления в интервале 2390 – 2500 м. Мероприятия по предупреждению осложнений Спуск кондуктора на гл. 650 м для перекрытия зоны многолетнемерзлых пород. Промывка скважины полимерглинистым раствором с пониженной температурой. Применение тампонажного раствора, твердеющего при температурах от 0º до + 5ºС. Применение хлоркалиевого бурового раствора с пониженной диспергирующей способностью. Регулирование параметров бурового раствора в соответствии с требованиями проекта. Профилактические проработки ствола скважины в интервалах сужения. Обязательное применение смазочных добавок и детергентов, использование наполнителей различного вида и фракционного состава. Использование 4-х ступенчатой системы механической очистки, включая ФЦУ. Введение ограничений на оставление инструмента без движения при бурении или промывке. Применение КНБК, включающих УБТ со спиральными канавками. Спуск промежуточной колонны на глубину 2250 м. Применение хлоркалиевого бурового раствора с пониженной диспергирующей способностью. Регулирование параметров бурового раствора в соответствии с требованиями проекта. Профилактические проработки ствола скважины в интервалах сужения.Обязательное применение смазочных добавок и детергентов, использование наполнителей различного вида и фракционного состава. Использование 4-х ступенчатой системы механической очистки, включая ФЦУ. Введение ограничений на оставление инструмента без движения при бурении или промывке. Применение КНБК, включающих УБТ со спиральными канавками. Спуск эксплуатационной колонны на гл. 2500 м с цементированием расширяющимися цементными растворами с повышенной сульфатостойкостью. Персонал буровой бригады и ответственные ИТР должны быть обучены по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП», методам раннего обнаружения ГНВП, практическим действиям по герметизации устья скважины и её глушению. Теоретическая подготовка представляет собой обучение по программе: - причины ГНВП, их признаки, механизм воздействия промывочной жидкости на стенки скважины, КИП раннего обнаружения ГНВП, противовыбросовое оборудование и запорная арматура, порядок действий при герметизации устья скважины, правила эксплуатации ПВО, правила применения средств индивидуальной защиты, правила оказания первой доврачебной помощи. 137 В соответствии с «Типовой инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве скважин на нефть и газ» регламентированное время по герметизации устья скважины составляет: - при бурении и наличии обратного клапана, шарового крана - 5 мин.; - при СПО не более 12 мин.; - при отсутствии инструмента в скважине, когда устье оборудовано универсальным превентором или превентором с глухими плашками - 5 мин.; - при спуске обсадных колонн и при наличии универсального превентора и/или плашек в ПВО под колонну - 5 мин. 15.2 Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений (ГНВП). Признаки возникновения и развития ГНВП Прямыми признаками ГНВП являются: -увеличение объёма (подъём уровня) промывочной жидкости в приёмных ёмкостях; - увеличение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при постоянной подаче насосов; - несоответствие объёмов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости; - повышение газосодержания в промывочной жидкости и снижение ее плотности; - поступление промывочной жидкости из скважины при неработающих насосах. Косвенными признаками ГНВП являются: - изменение давления буровых насосах (стояке); - увеличение механической скорости бурения; - изменение параметров промывочной жидкости - увеличение вращающего момента на роторе; 138 - снижение уровня промывочной жидкости в скважине при технологических остановках и простоях. 15.3 Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса) Первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счёт поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости, для чего: - после спуска кондуктора обеспечить приготовление необходимых объемов и поддержание проектных параметров бурового раствора в скважине и на поверхности (в циркуляционной системе); - плотность бурового раствора рассчитывается поинтервально в соответствии с п. 2.7.3.3. "Правил безопасности...". По совместному решению заказчика, подрядчика и проектировщика, по согласованию с военизированной службой допускается подбор плотности бурового раствора в процессе работ, после проведения анализа, в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения, вскрытия колле кторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому. Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений; - при вскрытии или наличии вскрытых высоконапорных горизонтов необходимо проверить возможное поступление флюида в скважину из пласта. Для этого следует, при необходимости, произвести контрольный подъем инструмента в башмак колонны или в безопасную от прихвата зону, сделать технологическую остановку на 6 - 8 часов и промыть скважину в течение цикла. После этого спустить инструмент до забоя, промыть скважину по циклу с регистрацией параметров бурового раствора; - спуск инструмента при наличии ниже башмака колонны зон, в которых возможно поступление флюида, должен производиться с промежуточными промывками, интервалы которых устанавливаются руководством бурового предприятия в зависимости от интенсивности его поступления и записываются начальником (мастером) в вахтовом журнале. Работы по спуску инструмента на забой при наличии указанных признаков (поступление газа и насыщение им бурового раствора) проводятся по плану, утверждённому руководством бурового предприятия при непо139 средственном контроле со стороны ИТР. До поступления такого плана вахта де йствует согласно ПЛА, согласованному с военизированной службой; - перед подъёмом инструмента после отработки долота или проведении других технологических операций, а также при различии параметров входящего и выходящего растворов, промыть скважину и привести параметры раствора в соответствие с проектом; - проводить постоянный контроль параметров бурового раствора со следующей периодичностью: Таблица 15.8 – Периодичность контроля параметров бурового раствора Параметры При нормальных условиях 1. Плотность 2. Условная вязкость 3. Водоотдача 4. Толщина корки 5. СНС 30 мин 30 мин 1ч 1ч 1ч При осложнении скважин и вскрытии продуктивных пластов не реже 1 раза за 5 – 15 мин 5 – 15 мин 1ч 1ч 1ч - не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобождённого от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 20 кг/мЗ от установленной проектом величины. Вторая линия защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счёт использования гидростатического столба жидкости и противовыбросового оборудования для чего: - увеличение объёма бурового раствора не должно превышать допустимой величины. При обнаружении увеличения объёма бурового раствора в приёмных ёмкостях бурение следует прекратить. Инструмент приподнять над забоем, остановить буровой насос, скважину загерметизировать. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве. В течение 5-10 минут исследовать состояние скважины, выяснить причину увеличения объёма раствора в приёмных ёмкостях, определить параметры ГНВП: давление в бурильной колонне и в затрубном пространстве, объём полученного притока раствора. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным появлением грифонов вокруг скважины. Сообщить в диспетчерскую или инженерно-технологическую службу, приступить к подготовке ликвидации ГНВП под руководством ответственного ИТР по плану "ПЛА", утверждённому главным инженером бурового предприятия, на основе карты глушения; 140 - при снижении давления в нагнетательной линии немедленно определить его причину; - при повышении газосодержания в буровом растворе выше фонового на 5%, необходимо принять меры к дегазации, выявления причин насыщения бурового раствора газом и их устранению; - при изменении скорости потока выходящего бурового раствора из скважины определить размер увеличения (уменьшения) объёма раствора в приёмных ёмкостях; - к подъёму бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при возможном ГНВП, разрешается приступать только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в течение времени, достаточного для подъёма и спуска бурильной колонны. Особенно тщательно следует контролировать объём доливаемого бурового раствора, сопоставляя его с объёмом поднимаемого металла труб. При разнице между объёмом доливаемого раствора и объёмом металла поднятых бурильных труб более 0,5 м3 подъём должен быть прекращён; - спуск колонны бурильных труб осуществляется при непрерывном контроле объёма вытесняемого раствора. Порядок герметизации скважины при бурении: - остановить вращение ротора; - поднять долото над забоем из расчёта выхода первой муфты на 0,5 м над ротором; зафиксировать тормоз буровой лебёдки; остановить насос без открытия ДЗУ; - открыть задвижку с гидроприводом на крестовине превентора на линии, ведущей к приоткрытому дросселю; - закрыть универсальный превентор (или верхний плашечный); закрыть задвижку перед дросселем. Третья линия защиты (защита от открытого выброса) Ликвидация ГНВП стандартными методами, а так же по ПЛА и обеспечение возможности восстановления первой линии защиты, если объем проявления не превышает предельный. 141 Таблица 15.9 - Основные нештатные ситуации при ликвидации ГНВП Показания манометров давление в бурильных трубах Повышается давление в забойное затрубном давление пространстве Повышается Повышается Понижается Понижается Повышается Возможные последствия Понижается Возможные причины Частичная закупорка (засорение) дросселя Частичный промыв дросселя Не изменяет- Не изменяет- Частичная или ся ся полная закупорка насадок долота Понижается Не изменяет- Не изменяет- Промыв бурилься ся ной колонны, промыв насадок долота Понижается Понижается Понижается Частичное погло(при этом щение бурового наблюдается раствора снижение уровня промывочной жидкости в приемных емкостях) Принимаемые меры Открыть дроссель, чтобы компенсировать повышение давления; Остановить насос. Закрыть скважину, заменить дроссель Закрыть дроссель, чтобы компенсировать понижение давления; Остановить насос. Закрыть скважину, заменить дроссель Записать новое значение давления циркуляции и поддерживать его постоянным; Остановить насос, закрыть скважину, определить новое давление циркуляции в процессе вывода насоса на новую производительность Записать новое значение давления циркуляции и поддерживать его постоянным; Остановить насос, закрыть скважину, определить новое давление циркуляции в процессе вывода насоса на новую производительность Снизить производительность насоса. Уменьшить принятое значение запаса противодавления, определить новое давление циркуляции, использовать метод ожидания и утяжеления; Остановить насос, закрыть скважину. Если давление на устье повышается, использовать объемный метод управления скважиной; Приготовить и закачать в скважину баритовую пробку и/или соляро-бентонитовую смесь для ликвидации поглощения 15.4 Технологические операции по контролю возможного поступления флюида в процессе бурения Для проверки возможного поступления флюида в ствол скважины при необходимости произвести трехкратный подъём долота, над забоем на высоту равную длине ведущей трубы и провести полный вымыв забойной пачки на устье при периодическом вращении инструмента. При отсутствии признаков поступления флюида в ствол скважины продолжить углубление. Для проведения технологических операций, связанных с подъёмом труб и оставлением скважины без бурильной колонны (смена долота, геофизические работы), необходимо промыть скважину в течение одного цикла. Бурильную колонну поднять в башмак последней обсадной колонны, скважину долить до устья и оставить на требуемое время. В течение технологической остановки проводить наблюдение за состоянием скважины. 142 После технологической остановки спустить бурильную колонну до забоя, промыть скважину до полного вымыва газированной пачки и выравнивания параметров бурового раствора. При углублении скважины необходимость в проведении и продолжительность технологических стоянок определяется главным инженером бурового предприятия и планами работ. При установлении «провала» инструмента – бурение прекратить. Промыть скважину и произвести выравнивание параметров бурового раствора до полного выхода забойной пачки. При получении полного поглощения немедленно заполнить скважину через затрубье до устья буровым раствором, в том числе с более низкой плотностью или водой. Проектные решения предусматривают недопущение ГНВП в процессе строительства скважины. Основными из указанных решений являются: - предлагаемая конструкция скважины (при уточнении в процессе углубления данных о пластовых и поровых давлениях, а так же давлений поглощения и гидроразрыва, после их тщательного анализа рассмотреть возможность корректировки конструкции скважины); - параметры бурового раствора, выбранные в соответствии с исходными горногеологическими условиями; - наличие в емкостях запаса бурового раствора соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины; - углубление скважины в интервалах, где возможно ГНВП, проводить в пр исутствии ответственного ИТР, обученного методам раннего обнаружения ГНВП, практическим действиям по герметизации устья скважины и её глушению. Работы вести по специальному плану, утверждённому главным инженером бурового предприятия. 143 Таблица 15.10 – Перечень оборудования для обнаружения начала ГНВП и его ликвидации Оборудование Назначение Контроль начала ГНВП Станция ГТИ в т.ч. - датчики величины нагрузки на крюке - датчики величины потока (расхода) на выходе - датчики величины крутящего момента на роторе Контроль веса бурильной колонны на крюке Контроль расход промывочной жидкости Контроль увеличения крутящего момента на роторе - датчики давления промывочной жидкости на Контроль увеличения (уменьшения) давления входе на буровых насосах - датчики уровня промывочной жидкости в прием- Контроль увеличения (уменьшения) уровня ных емкостях промывочной жидкости в приемных емкостях - датчики газосодержания Контроль содержания растворенного газа в промывочной жидкости Комплект лаборанта Контроль параметров промывочной жидкости Ликвидация ГНВП Противовыбросовое оборудование с блоком Герметизация устья, ликвидация ГНВП дросселирования Сепаратор Удаление растворенного газа из промывочной жидкости Блок дегазаторов Удаление растворенного газа из промывочной жидкости Блок приготовления промывочной жидкости Приготовление промывочной жидкости для ликвидации ГНВП 15.5 Мероприятия по предупреждению ГНВП при СПО Проведение СПО вызывает колебания давления в скважине вследствие движения колонны бурильных труб в ограниченном пространстве, заполненном буровым раствором. Абсолютные значения переменных давлений могут стать достаточными для гидроразрыва пластов или притока пластового флюида в ствол скважины. Результатом может стать ГНВП и другие осложнения, связанные с изменением прочности горных пород. Для предупреждения и контроля ГНВП во время СПО следует выполнять мероприятия по регулированию параметров бурового раствора (выровнять свойства по всему объёму циркуляции) и скорости движения труб в скважине, следить за уровнем жидкости в кольцевом пространстве, контролировать разность объёмов доливаемого или вытесняемого бурового раствора и металла извлекаемых или спускаемых труб. Запрещается вести подъём бурильной колонны при наличии сифона или поршневания. При их появлении подъём следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб. При невозможности устранить сифон подъем труб производить на скоростях, при которых обеспе144 чивается равенство извлекаемого и доливаемого объёмов раствора. При невозможности устранить поршневание подъём труб производить с промывкой, вращением труб ротором и выбросом труб на мостки. Во избежание снижения давления на пласт, подъём инструмента в интервале открытого ствола производить на 1-ой скорости. При вскрытом проявляющем горизонте нельзя допускать падение уровня бурового раствора в скважине. Через каждые 5 свечей бурильных труб (для УБТ - после подъёма каждой свечи) должно быть обеспечено контролируемое по объёму заполнение скважины с отметкой времени заполнения по индикаторной диаграмме и объема долитого бурового раствора. Таблица 15.11 – Расчетный объем промывочной жидкости для долива скважины при подъеме бурильной колонны Диаметр трубы, мм 127 127 89 Толщина стенки трубы, мм 12.7 9.19 9.35 Объем для долива скважины после подъема, м3 длиной 37.5 м 1.0 м бурильных 1 свеча 5 свечей труб 0.199 0.99 0.00532 0.14 0.72 0.00410 0.10 0.50 0.00240 После подъёма долота необходимо долить скважину до устья, убедиться в отсутствии перелива или падения уровня. При наличии вскрытых проявляющих трещиноватых горизонтов, любые остановки при отсутствии в скважине бурильной колонны должны быть сведены к минимуму. В случае вынужденных остановок, при отсутствии инструмента в скважине, должно быть установлено постоянное наблюдение за устьем и обеспечена быстрая возможность герметизации устья. Если при полностью поднятом инструменте начнется перелив скважины, следует немедленно загерметизировать устье и наблюдать за ростом давления в затрубном пространстве. При достижении величины допустимого давления (80% от давления опрессовки обсадной колонны при бурении под эксплуатационную колонну и 90% давления опрессовки эксплуатационной колонны) производить стравливание бурового раствора через дроссельную линию. Дальнейшие работы производить по плану, утверждённому главным инженером бурового предприятия. 145 При спуске и подъёме инструмента постоянно наблюдать за положением уровня в скважине, вытеснением раствора при спуске свечи и наличием перелива при подъёме порожнего элеватора. Через каждые пять спущенных свечей (УБТ - через каждую свечу) по мерной линейке, установленной в приёмных ёмкостях, замерять объём вытесненного раствора сопоставлять его с предыдущим и регистрировать. Уменьшение против контрольного объёма бурового раствора, доливаемого в затрубье, при подъёме бурильной колонны на ¼ Vпр (но не более 0.5 м3) свидетельствует о начале ГНВП. В этом случае следует немедленно приступить к ликвидации ГНВП объемным методом. При спуске инструмента проводить промывку в башмаке колонны или в зоне, расположенной выше проявляющего горизонта. Дальнейший спуск при наличии ниже башмака зон, в которых наблюдается разгазирование, должен производиться с промывками продолжительностью не менее одного цикла или до выхода забойной пачки и приведения его параметров в соответствие с проектом. В случае остановок продолжительностью до 2-х часов, при вскрытых продуктивных горизонтах во время проведения СПО навернуть "аварийную" трубу с шаровым краном и обеспечить непрерывное наблюдение за устьем скважины и возможность немедленного закрытия превентора. При ожидаемых остановках более 2-х часов должны быть приняты меры по подъему инструмента в башмак колонны. Для уменьшения нагрузок на пласт спуск в интервале открытого ствола производить со скоростью не более 0,5 м/сек. При обнаружении перелива из скважины остановить спуск инструмента, наблюдать за выходом раствора из скважины не менее 3 мин. При отсутствии прямых признаков ГНВП продолжить СПО. При наличии прямых признаков навернуть квадрат, загерметизировать устье и регистрировать давления на стояке и в затрубье в течении 5-10 мин. В случае возрастания давлений преступить к ликвидации ГНВП. 15.6 Мероприятия по предупреждению ГНВП и порядок рабо ты по герметизации устья скважины при отсутствии бурильного инструмента в скважине и при геофизических работах. Испытание скважины При бурении в интервалах возможных ГНВП продолжительность остановок должна быть сведена к минимуму. При вскрытых проявляющих горизонтах запрещается проводить профилактические ремонты при полностью поднятом из скважины инструменте. Смена тормоз146 ных колодок, ремонт лебёдки, центрирование вышки, замена двигателя, смена талевого каната и др. должны производиться при нахождении бурильного инструмента у башмака промежуточной колонны при закрытых превенторах и установленном шаровом кране. При выполнении геофизических работ в скважинах под давлением в комплект наземного оборудования должны входить лубрикаторы, испытанные на давление, ожидаемое на устье. Перед проведением геофизических работ в скважине со вскрытыми проявляющими горизонтами необходимо провести технологическую остановку бурильного инструмента в башмаке обсадной колонны с последующим спуском инструмента до забоя и промывкой не менее одного цикла, до полного выравнивания параметров бурового раствора. Длительность технологической остановки определяется технологической службой бурового предприятия. Разрешение на производство промыслово-геофизических работ даёт руководитель бурового предприятия после комиссионной проверки состояния скважины (по результатам технологической остановки) и готовности буровой. Продолжительность каротажных работ не должна превышать 75 % продолжительности технологической остановки. В случае необходимости окончание комплекса геофизических работ может быть проведено после повторной подготовки скважины. В течение всего периода проведения электрометрических работ первый помощник бурильщика ведёт постоянное наблюдение за устьем с контролем уровня бурового раствора в скважине. При увеличении объёма промывочной жидкости бурильщик приостанавливает геофизические работы и даёт указание о немедленном подъёме геофизических приборов из скважины. По окончании подъёма приборов буровая бригада приступает немедленной герметизации устья и ликвидации ГНВП. При невозможности быстрого подъёма геофизических приборов из скважины (инструмент прихвачен или находится на большой глубине), принимается решение о рубке кабеля и герметизации устья. Испытание скважины осуществляется согласно плану работ, составленному с учётом технологических регламентов на указанные работы, утверждённому техническим руководителем бурового предприятия и согласованному с заказчиком и военизированной службой. 147 Приток пластового флюида вызывается созданием регламентируемых депрессий за счёт замены бурового раствора на среду с меньшей плотностью (вода, нефть) при этом разница между плотностями последовательно заменяемых сред не должна превышать 0,5-0,6 г/смЗ, при большей разнице ограничиваются темпы снижения противодавления на пласт. Работы по испытанию скважины в эксплуатационной колонне осуществляются после выполнения следующих работ: - шаблонировки эксплуатационной колонны и опрессовки её совместно с колонкой головкой и ПВО на расчётное давление, указанное в таблице 15.2 пояснительной записки; - установки на устье фонтанной арматуры (опрессованной предварительно на пробное давление) и опрессовки её на давление, на которое опрессована эксплуатационная колонна; - оборудования и обвязки устья скважины превенторной установкой, блоком манифольда и выкидными линиями в соответствии с утверждённой схемой, согласованной с Ростехнадзором и противофонтанной службой; - монтажа сепаратора и ёмкостей для сбора пластового флюида и для жидкости глушения скважины, в соответствии с утвержденной схемой. Запрещается испытание скважины при наличии некачественного цементного камня за эксплуатационной колонной и межколонных перетоков. Работы по испытанию скважины ИПТ могут быть начаты при наличии следующих условий: На буровой (скважине) должна быть в наличие следующая документация: - геолого-технический наряд; - технические паспорта на установленное оборудование (индикатор веса, талевый канат, бурильные трубы, ПВО и обвязку); - акт на опрессовку ПВО и последней обсадной колонны; - план ликвидации аварийного фонтанирования и пожара; - акт на опрессовку устьевой головки, бурильной колонны; - акт готовности скважины и бурового оборудования к испытанию скважины ИПТ. 148 Прострелочно-взрывные работы (ПВР), требующие тесного взаимодействия персонала заказчика и подрядчика должны выполняться по совместно утверждаемым их руководителями планам. Приступать к выполнению ПВР разрешается только после окончания работ по подготовке территории, ствола и оборудования к ПВР, что должно быть подтверждено Актом готовности скважины для проведения ПВР, подписанным представителями Заказчика и Подрядчика. При выполнении ПВР в газовой среде устье скважины должно оборудоваться запорной арматурой и лубрикаторным устройством, обеспечивающим герметизацию при спуске, сраб атывании и подъёме прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА). Контрольное шаблонирование колонны необходимо выполнять спуском на кабеле специального шаблона, диаметр, масса и длина которого должны соответствовать габаритномассовым характеристикам применяемых ПВА. Во время перфорации должен осуществляться постоянный контроль за уровнем жидкости на устье скважины, снижение уровня не допускается. 15.7 Мероприятия по предупреждению ГНВП при спуске обсадной колонны При спуске обсадной колонны плашки верхнего превентора заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приёмных мостках должна находиться бурильная труба с переводником на обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление. В процессе спуска колонны следует контролировать объём вытесняемого бурового раствора в зависимости от типа применяемого обратного клапана. При спуске колонны с клапаном и автоматическим заполнением буровым раствором вести периодический долив с целью контрольной проверки полноты заполнения. Уровень бурового раствора должен быть на устье и контролироваться визуально. При необходимости следует провести промежуточные промывки в интервалах осыпей и обвалов. После спуска колонны до забоя необходимо промыть скважину с выр авниванием параметров бурового раствора в соответствии с проектными значениями. Промывку скважины производить в объеме не менее цикла, чтобы убедиться в отсутствии разгазированных пачек бурового раствора, с производительно- 149 стью, рассчитанной по наименьшей скорости восходящего потока в кольцевом пространстве в процессе бурения под данную колонну. Запрещается начинать цементирование скважины при наличии признаков газонефтеводопроявления. Если в процессе цементирования будут обнаружены признаки ГНВП, то цементирование необходимо продолжить при закрытых превенторах с регулированием противодавления в затрубном пространстве. ОЗЦ при этом должно проходить с противодавлением в межколонном пространстве. После ОЗЦ проводится посадка колонны на клинья и оборудование устья с установкой ПВО. Давления опрессовки колонны назначаются в соответствии с указаниями табл. 15.2. После замены вышедших из строя деталей ПВО и/или превентора, смены его плашек на устье, превентора и обвязка должны подвергаться опрессовке на давление опрессовки обсадной колонны с установкой пакера. 15.8 Решения по обеспечению беспрепятственной эвакуации людей с территории объекта Эвакуация представляет собой процесс организованного самостоятельного движения людей наружу из помещений, в которых имеется возможность воздействия на них опасных факторов ГНВП. Эвакуация осуществляется по путям эвакуации через эвакуационные выходы, а на открытой территории перпендикулярно направлению ветра. Вахта буровой бригады, выполняющая работу на объекте, при возникновении ГНВП приступает к его ликвидации согласно ПЛА. Оповещается мастер буровой, отдыхающая смена и дежурный ВЧ. Персонал не участвующий в ликвидации ГНВП располагается на безопасном (радиус падения вышки плюс 10 метров) расстоянии. При катастрофическом развитии сценария (неуправляемое истечение флюида из скважины, его возгорание и разрушение вышки), весь персонал объекта эвакуируется с территории площадки буровой, к ликвидации аварии привлекаются работники ВЧ. Для обеспечения эвакуации персонала предусмотрено использование автотранспорта (вахтовый автобус) по подъездным автодорогам или авиатранспорта. Пунктом эвакуации является г. Нарьян-Мар. 150 15.9 Решения по обеспечению беспрепятственного ввода и передвижения на проектируемом объекте сил и средств ликвидации последствий ава рий С целью обеспечения беспрепятственного доступа к проектируемому объекту сил и средств ликвидации последствий аварии необходимо использовать существующие автомобильные подъезды. Совместно ВЧ определяются объемы аварийноспасательных работ и привлекаемые для проведения данных работ силы. Комплексом аварийно-спасательных работ необходимо обеспечить поиск и удаление людей за пределы зон действия опасных вредных для их жизни и здоровья факторов, оказание неотложной медицинской помощи пострадавшим и их эвакуацию в лечебные учреждения, создание для спасенных необходимых условий физиологически нормального существования человеческого организма (ГОСТ Р 22.3.03-94 «Безопасность в ЧС», п. 3.6.2.). Площадка строительства скважины не имеет заградительных сооружений для проезда автотракторной техники. Объекты на буровой рассредоточены по площади, ширина проезда между объектами достаточна для движения техники. Непосредственно возле вышечного блока предусмотрена площадка для размещения техники для ликвидации аварии. 15.10 Мероприятия по предупреждению осложнений при бурении в зоне АВПД. В процессе бурения в непосредственной близости от кровли АВПД необходимо проводить каротаж и на основании рекомендаций представленных геофизической службой, производить корректировку проектной плотности бурового раствора. С целью оперативного прогноза глубины вскрытия АВПД необходимо использовать методы основанные на измерении плотности горной породы. Разбуривание цементного стакана, обратного клапана, башмака проводить на глинистом растворе с обработкой его бикарбонатом натрия. После разбуривания башмака необходимо пробурить 1-3 м и опрессовать цементное кольцо на расчетное давление (табл. 15.3). Опрессовка производится в присутствии представителя противофонтанной службы. Результаты опрессовки оформляются соответствующим актом. Приступать к бурению под эксплуатационную колонну необходимо после получения прогноза пластового давления и коррекции проектной плотности бурового раствора. В дальнейшем испытания ствола скважины методом "опрессовки" прово151 дятся в зависимости от его технического состояния, чтобы решить следующие задачи: - уточнение градиента давления поглощения по всему стволу; - расчленение разреза скважины на проницаемые участки, определение их местоположения, ориентировочной мощности; - установление подготовленности ствола скважины к продолжению бурения, вскрытия продуктивных горизонтов. Опрессовка открытого ствола производится путем нагнетания бурового раствора в скважину, при закрытом превенторе, с малой производительностью 1-1,5 л/с. При этом производится фиксация давления в скважине и строится график изменения давления в координатах (давление-время) с нанесением точек через каждые 15 сек. которые в случае соблюдения условия равномерности нагнетания представляют прямую линию. Отклонение от прямолинейной зависимости в течение двух замеров является сигналом к прекращению операции. Поскольку целью опрессовки является определение возможности бурения нижележащих горизонтов на растворе определенной плотности, то предварительно производится расчет давления эквивалентного ожидаемому в процессе бурения. Величина предельно ожидаемого давления определяется по формуле: Рпр. пр. Н g 10 6 , МПа где, ρпр.- плотность промывочной жидкости при вскрытии пласта с АВПД, кг/м3; Н – глубина вскрытого интервала, м. Контрольное давление на устье, которое должно быть достигнуто при опрессовке, определяется по формуле: Рк Н g пр. ф. ; МПа 10 6 где, ρф. – плотность промывочной жидкости, на которой производилась опрессовка до вскрытия пласта с АВПД, кг/м3. В любом случае должно соблюдаться условие Рг.р.z < Рпр., где Рг.р.z – давление гидроразрыва пород на глубине Z, МПа. В случае, если давление достигает величины контрольного давления (Рк) без возникновения поглощения, то бурение мо152 жет производиться на растворе проектной плотности. После окончания опрессовки следует стравить давление путем плавного сброса жидкости. Скорость механического бурения по продуктивному пласту ограничивается до 5 м/ч и через каждые 30-40 мин бурения производится профилактическая проработка пробуренного интервала, скорость СПО не должна превышать 0,5 м/с. При резком увеличении механической скорости, бурение прекратить, вымыть забойную пачку, сделать технологическую выстойку в течение часа с периодическим расхаживанием инструмента. По истечении часа восстанавливается циркуляция и производится проверка забойной пачки на объемное содержание газа в промывочной жидкости, по полученным данным принимается решение о дальнейшем бурении на данной плотности бурового раствора. При всех остановках квадратная штанга должна быть поднята из ротора с таким расчетом, чтобы муфта бурильной трубы располагалась на уровне плашек АКБ. При длительных простоях инструмент поднимается в башмак предыдущей колонны, устье скважины герметизируется превентором. Контроль параметров раствора при нормальном процессе бурения производить: - плотность раствора - через 30 минут; условная вязкость раствора - через 30 минут; - водоотдача, СНС - через 1 час; содержание газа - постоянно; - температура раствора - через 30 минут. Во время газопроявлений плотность раствора замеряется постоянно. Весь раствор, находящийся в приемных емкостях должен участвовать в циркуляции и периодически перемешиваться в емкостях. В процессе бурения, при появлении разгазированного раствора с содержанием газа 5% и более, бурение следует прекратить и дегазировать раствор через дегазатор. Если полное удаление газа из раствора не удается, необходимо увеличить плотность бурового раствора. Плотность раствора повышается плавно не более, чем на 20 кг/м3 за цикл с контролем уровня в приемных емкостях. В интервале возможных нефтегазопроявлений после окончания долбления перед подъемом бурильных труб для смены долота необходимо предусмотреть промывку скважины до полного вымыва забойной пачки с контролем и приведением 153 всех параметров бурового раствора в соответствии с ГТН. При этом производительность буровых насосов желательно увеличить. В случае нефтегазопроявлений и закрытия устья скважины при росте давления на устье выше расчетного, регулирование скважинного давления осуществляется при помощи штуцерной батареи ПВО согласно требованиям «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности». Москва. 1999 г. В целях предотвращения прихватов не оставлять без движения в открытом стволе бурильный инструмент более 3 минут. В открытом стволе и 200 м в колонне подъем инструмента вести на 1-й скорости. Постоянный долив во время подъема через доливную емкость с контролем уровня в затрубном пространстве является обязательным условием. Спуск инструмента после смены компоновок или долота должен сопровождаться промежуточными промывками. Возобновление циркуляции производится с одновременным расхаживанием (подъемом) инструмента. Во время промывок забойные пачки вымываются полностью. Перед проведением ГИС инструмент поднимается в башмак и проводится технологическая выстойка в течение 5-7 часов, после чего инструмент спускается на забой с промежуточными промывками, вымывается забойная пачка и по содержанию газа в растворе определяется продолжительность электрометрических работ, но не более 12 часов. В случае возникновения частичного поглощения (фильтрация в высокопроницаемый коллектор), бурение следует прекратить и приступить к ликвидации потери промывочной жидкости вводом в буровой раствор кольматирующих добавок (табл. 9.2), регулированием плотности бурового раствора (в допустимых пределах) и снижением интенсивности промывки. В процессе подъема бурильной колонны в скважине (в призабойной зоне) создаются условия (за счет свабирующего эффекта) для поступления флюида из пласта и насыщения им бурового раствора, приводящие нередко к аварийным ситуациям. При выявлении наличия данного «эффекта» рекомендуется осуществлять промывку скважины до полного выравнивания параметров бурового раствора в соответствии с ГТН, после чего производить дальнейший подъем бурильной колонны. 154 Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: «Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!», «Недолив скважин - путь к фонтану!». 15.11 Дополнительные требования к строительству скважины при наличии сероводорода Перед вскрытием (за 50 - 100 м до кровли) пластов с флюидами, содержащими сероводород, и на весь период их вскрытия необходимо: - установить предупредительные знаки вокруг территории буровой (на путях, в местах возможного прохода на территорию буровой и др.); - проверить исправность приборов контроля за содержанием сероводорода в воздухе рабочей зоны, наличие и готовность средств индивидуальной защиты (СИЗ); - обработать буровой раствор нейтрализатором сероводорода; - провести проверку состояния противовыбросового оборудования; - иметь на буровой запас материалов и химических реагентов, в том числе нейтрализующих сероводород, достаточный для обработки бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины; - обеспечить наличие цементировочного агрегата на буровой и постоянную его готовность к работе; - определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях; - рабочие и специалисты бригады должны пройти инструктаж по плану ликвидации аварий, быть ознакомлены с маршрутами выхода из опасной зоны, что должно быть удостоверено их подписями в личных картах инструктажа. Вскрытие сероводородсодержащих пластов должно производиться после проверки и установления готовности буровой и персонала к вскрытию пласта, проверки выполнения мероприятий по защите работающих и населения в зоне возможной загазованности в случае аварийного выброса нефти и газа (открытого фонтана) под руководством лица, ответственного за проведение работ. Проверку должна осуществлять комиссия буровой организации под председательством ответственного лица, утвержденного руководителем организации, при 155 участии специалистов службы охраны труда и техники безопасности, других специалистов и представителей противофонтанной службы. Результаты проверки должны оформляться актом. При бурении пластов, содержащих сероводород, необходимо контролировать наличие сероводорода и сульфидов в буровом растворе. При их появлении необходимо дополнительно обработать буровой раствор нейтрализатором. С целью раннего обнаружения газопроявлений должен вестись контроль за изменением: - уровня бурового раствора в скважине при отсутствии циркуляции; - механической скорости проходки и давления в нагнетательной линии; - уровня раствора в приемных емкостях; - газосодержания в растворе, содержания сульфидов и плотности бурового раствора. 156 16 Промышленная безопасность, промышленная санитария 16.1 Требования промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект обязана: - соблюдать положения Федерального Закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности; - иметь лицензию на осуществление конкретного вида деятельности в области промышленной безопасности, подлежащего лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации; - обеспечивать укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями; - допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе; - обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности; - иметь на опасном производственном объекте нормативные правовые акты и нормативные технические документы, устанавливающие правила ведения работ на опасном производственном объекте; - организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности; - обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями; - предотвращать проникновение на опасный производственный объект посторонних лиц; 157 По достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, стандартах, правилах безопасности, дальнейшая эксплуатация технического устройства, оборудования и сооружения без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается. Порядок продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений, находящихся в эксплуатации, включает следующие основные этапы: - установление необходимости проведения работ по продлению сроков безопасной эксплуатации; - подачу и рассмотрение заявки на проведение работ по продлению срока эксплуатации и прилагаемых к ней документов; - разработку, согласование и утверждение программы работ; - проведение работ, предусмотренных программой, анализ полученной информации и результатов, выработку технического решения о возможности продления, разработку частных и итогового заключений по результатам выполненных работ; - подготовку, согласование и утверждение решения о возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений и, при необходимости, плана корректирующих мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на продляемый период; - принятие решения о дальнейшей эксплуатации (или прекращении эксплуатации); - проведение заявителем корректирующих мероприятий, предусмотренных решением о возможности продления срока безопасной эксплуатации оборудования и сооружений; - контроль за выполнением корректирующих мероприятий. Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений проводятся: - по заявке заказчика при выработке техническим устройством, оборудованием, сооружением нормативного срока эксплуатации; 158 - по требованию Ростехнадзора или его территориального органа, предъявляемому в установленном порядке. Работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений выполняют экспертные организации. При наличии организационно-технических возможностей (аттестованные лаборатории, персонал) некоторые работы по контролю технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений по согласованию с экспертной организацией могут выполняться эксплуатирующей организацией, что должно быть отражено в программе работ по продлению срока безопасной эксплуатации. Итоговое заключение о возможности продления срока безопасной эксплуатации технического устройства, оборудования и сооружения (заключение экспертизы промышленной безопасности) подписывается руководителем экспертной организации и утверждается в порядке, установленном Госгортехнадзором России (п.4 ст. 13 Федерального закона от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденные постановлением Правительства РФ от 6.11.98, № 64). Решение о продолжении эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений в пределах продления сроков эксплуатации, их замене, ремонте или снижении рабочих параметров принимается руководителем эксплуатирующей организации. Решение не должно противоречить выводам экспертизы (итогового заключения. 16.2 Требования промы шленной безопасности по готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте В целях обеспечения готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана: - планировать и осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте; 159 - заключать с профессиональными аварийно-спасательными службами или с профессиональными аварийно-спасательными формированиями договоры на обслуживание, а в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, создавать собственные профессиональные аварийно-спасательные службы или профессиональные аварийно-спасательные формирования, а также нештатные аварийно-спасательные формирования из числа работников; - иметь резервы финансовых средств и материальных ресурсов для локализации и ликвидации последствий аварий в соответствии с законодательством Российской Федерации; - обучать работников действиям в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте; - создавать системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии и поддерживать указанные системы в пригодном к использованию состоянии. 16.3 Производственный контро ль соблюдения требований промышленной безопасности Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности в соответствии с «Правилами организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте» (постановление Правительства РФ от 10 марта 1999 г., № 263); Каждая эксплуатирующая организация на основании вышеуказанных «Правил...» разрабатывает положение о производственном контроле с учетом профиля производственного объекта. Положение о производственном контроле утверждается руководителем эксплуатирующей организации при обязательном согласовании и регистрации с территориальными органами Ростехнадзора. Основными задачами производственного контроля являются: - обеспечение соблюдения требований промышленной безопасности в эксплуатирующей организации; - анализ состояния промышленной безопасности в эксплуатирующей организации, в том числе путем организации проведения соответствующих экспертиз; 160 - разработка мер, направленных на улучшение состояния промышленной безопасности и предотвращение ущерба окружающей среде; - контроль за соблюдением требований промышленной безопасности, установленных федеральными законами и иными нормативными правовыми актами; - координация работ, направленных на предупреждение аварий на опасных производственных объектах и обеспечение готовности к локализации аварий и ликвидации их последствий; - контроль за своевременным проведением необходимых испытаний и технических освидетельствований технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, ремонтом и поверкой контрольных средств измерений; - контроль за соблюдением технологической дисциплины. Производственный контроль в эксплуатирующей организации осуществляют назначенный решением руководителя организации работник или служба производственного контроля. 161 Таблица 16.1 - Требования и мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике, промышленной санитарии № пп 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. Наименование требования, Номер. шифр докумероприятия мента Для создания безопасных условий труда при строительстве скважин необходимо оснастить буровые установки техническими средствами (устройствами и блокировками), позволяющими устранить опасные и трудоемкие производственные факторы Буровая должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения и нормативно-технической документацией по пожарной безопасности. Для обеспечения основных требований по промышленной санитарии, СанПиН 2.2.3.1384гигиене труда рабочий персонал должен быть обеспечен средствами 03 защиты работающих. Для создания необходимого и достаточного уровня освещенности на рабочих местах с целью обеспечения безопасных условий труда необходимо руководствоваться “Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности”, а также соблюдать требования СНиП 2305-95* “Естественное и искусственное освещение”. Инструкции по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий, “Правил устройства электроустановок” В производственных помещениях кроме рабочего необходимо предусмотреть и аварийное освещение. Рабочее освещение должно быть предусмотрено во время отсутствия или недостатка естественного освещения. Для освещения помещений основного производственного назначения допустимо применение ламп накаливания. Выбор типа светильников производится с учетом характера светораспределения, окружающей среды и высоты помещения Показатель ослепленности для производственных помещений не должен превышать значений, указанных в табл. 16.4; за исключением помещений, для которых показатель ослепленности не ограничен. При устройстве общего освещения для пультов управления источники света необходимо располагать таким образом. чтобы отраженные от защитного стекла измерительных приборов блики не попадали в глаза бурильщика (оператора). Коэффициент пульсации освещенности не должен превышать 20%. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию Светильники производственных помещений следует чистить не реже 6 раз в год. для всех остальных - не реже 4-х раз в год Для профилактики профзаболеваний необходимо предусмотреть средства индивидуальной защиты: спецодежду, спецобувь, средства защиты органов дыхания, органов слуха, рук, лица. Согласно указанным документам весь рабочий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты. представленными в табл. 16.2 Гигиенические требования к обеспечению спецодеждой СанПиН 2.3.3.138403, разд. 11 Для обеспечения нормальных условий производственной деятельности СанПиН 2.3.3.1384и быта буровых и вышкомонтажных бригад буровая оснащается сани03, разд. 10, 12 тарно-бытовыми помещениями, представленными в табл. 16.6 Учитывая, что в процессе бурения работающие подвергаются воздействию повышенного уровня шума и вибрации в, соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.003-83 (СТ СЭВ 1930-79) и ГОСТ 12.1.012-78 (СТ СЭВ 1932-79 и СТ СЭВ 2602-80) члены буровой бригады должны быть оснащены противошумными наушниками (ВЦНИИОТ-7н. ВЦНИИОТ2м), и виброгасящими ковриками под ноги у пультов управления лебедкой 162 Окончание таблицы 16.1 № пп 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. Наименование требования, мероприятия При контакте с вредными веществами предусмотреть дежурные комплекты следующей спецодежды: - костюм для защиты от кислоты ТтикК20 ГОСТ 12.4.036-78; - костюм для защиты от нефти и нефтепродуктов ГОСТ 12.4.III-82; - одежду специальную для защиты от механических повреждений, воды и щелочей (тип МиВуЩ20) ГОСТ 12.4.038-78. Гигиенические требования к строительным машинам и механизмам Номер. шифр документа СанПиН 2.3.3.138403, п. 4.7 и 6.9 Гигиенические требования к строительным материалам и конструкциям СанПиН 2.3.3.138403, разд. 5 Гигиенические требования к организации рабочего места СанПиН 2.3.3.138403, разд. 6 Гигиенические требования к организации и производству строительных СанПиН 2.3.3.1384работ 03, разд. 16, 18, 20, 22 Гигиенические требования к организации работ на открытой территоСанПиН 2.3.3.1384рии в холодный период года 03, разд. 8 Требования к медико-профилактическому обслуживанию работников СанПиН 2.3.3.138403, разд. 13, 14, 35 Гигиенические требования к охране окружающей среды СанПиН 2.3.3.138403, разд. 34 163 Таблица 16.2- Средства индивидуальной защиты № пп Наименование, тип, шифр, вид и т.п. ГОСТ, ТУ Источник норм расхода Потребность вышкобригада монтажбуровая по ная брибригада опробогада ванию на каждого члена бригады 1. Костюм брезентовый или костюм х/б (с ГОСТ 27651-88 водоотталкивающей пропиткой) -”- 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Сапоги кирзовые Рукавицы брезентовые Рукавицы меховые Мыло туалетное Костюм зимний Валенки Полушубок Каска защитная “Труд” (в холодное время с подшлемником) ГОСТ 5394-89 ГОСТ 12.4-010-85 ГОСТ 20176-90 ГОСТ 28546-96 ГОСТ 29338-99 ГОСТ 18724-80 -”-”-”-”-”-”-”-”- то же -”-”-”-”-”-”-”- то же -”-”-”-”-”-”-”- то же -”-”-”-”-”-”-”- 10. Предохранительный пояс верхового рабочего ВТУ 10-70 - - 2 2 11. 12. Пояс монтажный Монтерские “когти” и монтерские пояса Исполн. ВМ 6 6 2 2 13. Сумка брезентовая для инструмента при работе на высоте 6 - - 14. Противошумы, наушники НИАТ, МИОТ, ХИ 15. Виброгасящие коврики под ноги у пульта бурильщика и ключа АКБ-4 16. 17. Щиток-маска электросварщика Очки защитные для газовой сварки 18. 19. 20. Очки открытые (ОЗО) Очки закрытые (ОЗЗ) Подставка диэлектрическая с диэлектрическими ковриками 21. ОСТ 39-124-82 ТУ 17-08-149-81 ТУ 1-01-0201-79 на каждого члена бригады -”- - -”- - 2 2 3 3 1 - 1 - -”-”-”- 24 2 6 6 2 6 6 2 Диэлектрические перчатки резиновые -”- 2 6 2 22. 23. Монтерские инструменты Инвентарная спецодежда для работы с кислотой и др. реагентами -”- электромонтер 5 24. Респираторы противопылевые “Лепесток” Аптечка медицинская Противогаз с коробкой марки В (корпус коробки желтый) Спецодежда из термостойких и антистатических материалов -”- всем членам бригады 25. 26. 27. ГОСТ 12.4.-028-89 1 - 3 1 1 на каждого члена бригады на каждого члена бригады 164 Таблица 16.3 - Средства коллективной защиты от шума и вибраций Наименование, тип вид, шифр и т.п. 1 Противошумы, наушники НИАТ, МИОТ, ХИ Виброгасящие коврики Нормативный документ 2 ТУ 1-01-0201-79 Количество 3 На каждого члена бригады 2 Места установки на буровой 4 Под ноги у пульта бурильщика и ключа АКБ-3М Примечание Перечень мероприятий по снижению уровней шума на рабочих местах в соответствии со справочником Сулейманова М.М. «Шум и вибрация в нефтяной промышленности: Справочное пособие. - М.: Недра, 1990: - клапаны-разрядники пневматической системы управления буровыми механизмами помещаются в звукопоглощающие кожухи; - краны пневмосистемы управления механизмами помещаются в звукоизолирующие кожухи; - на посту бурильщика устанавливается виброизолирующая площадка; - стояк напорного трубопровода размещается в виброизолирующих хомутах; 165 - горизонтальная часть напорного трубопровода виброизолируется с помощью резиновых прокладок; - силовые агрегаты и компрессорные установки монтируются на рамах на амортизаторах; - устанавливается гибкое соединение между манифольдом и нагнетательной линией буровых насосов; - обеспечение соосности приводных звездочек ротора и силового привода; - обеспечение центрирования буровой вышки и ротора; - обеспечение контроля состояния люфта подшипников приводного вала и опор стола ротора; - производить подбор режимов бурения (частота вращения бурильной колонны, осевая нагрузка на долото) для предотвращения возникновения низкочастотных и высокочастотных колебаний) 2. В приложении Г представлены расчеты уровней шума на рабочих местах и в вагон-домиках Таблица 16.4 – Нормы освещенности № пп 1. 166 2. 3. 4. 5. Наименование рабочего места Рабочая поверхность на которой нормируется освещенность Вышечно-лебедочный стол ротора блок пол буровой барабан буровой лебедки челюсти гидр. ключа подсвечник пульт бурильщика щит КИП путь талевого блока элеватор на уровне верхних полатей люлька верхового рабочего кронблок Приемные мостки лестницы, марши, сходы Машино-насосный насосы, дизели, комблок прессоры Циркуляционная сижелобная система стема глиномешалка, вибросито приемные емкости дегазатор Противовыбросовое штурвальная будка преоборудование вентора пульт превентор Плоскость формирования освещенности Г-гориз. В-вертик. Г, В Г В Рабочее освещение Разряд зрительной работы Тип светильника VI VI Х РН-300 то же -”- 100 75 75 В Г Г, В В В В VIII Х VI IV Х IХ -”-”-”-”-”-”- 75 75 75 75 30 50 Г IХ -”- 25 Г, В Г, В Г, В Х XII VI -”-"РН-200 25 10 75 Г В ХI VIII то же -”- 10 30 Г В В VIII VIII VIII -”-”ВЗГ-200 20 30 30 В В IV VIII РН-200 ВЗГ-200 75 75 освещенность, Лк показатель ослепленности, % не более 60 60 Аварийное освещение освещенность, Лк 10 10 60 60 - 10 10 - - - 10 60 10 10 Таблица 16.5 – Средства контроля воздушной среды № пп 1 Наименование приспособлений и устройств Газоанализаторы: – переносной – стационарный – стационарный Шифр AG-6000, АНКАТ-7664, УГ-2, ГХ-4, ШИ-11 БПС 21 (8 канальный) с ДАК-CH4-100 АНКАТ-410-10 (6 канальный) Количество Назначение средства контроля 4 Контроль содержания газа в воздухе 1 Контроль содержания метана в воздухе 1 Контроль содержания сероводорода в воздухе 167 Таблица 16.6 – Санитарно- бытовые помещения № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 Назначение Количество Норматив жилого комплекса для буровой бригады и вышкомонтажников Жилой вагон-домик Столовая Кухня Склад столовой Сушилка Сауна Диспетчерская Вагон-домики для проживания супервайзера и инженерного состава Итого: 10 1 1 1 1 1 1 1 17 Таблица 16.7 – Вентиляция Наименование помещения 1 Блок очистки раствора Блок приготовления раствора Блок хранения раствора Название, тип вентиляторов 2 ВКРВ-2,5ДУ-2 ВКРВ-2,5ДУ-2 ВКРВ-2,5ДУ-2 Количество, шт. 3 2 2 2 16.4 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности Данная глава представлена отдельной книгой. 16.5 Инженерно-технические мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций Данная глава представлена отдельной книгой. 16.6 Мероприятия по предотвращению постороннего вмешательства в ходе строительства скважин Доступ на территорию промысла охраняется службой безопасности предприятия недропользователя ЗАО «СН Инвест». На въезде на территорию промысла установлен контрольно-пропускной пункт. Доступ на месторождение имеют вахтовый персонал, автотранспорт сервисных компаний по пропускам выдаваемых службой безопасности предприятия недропользователя. Перечень лиц имеющих доступ на месторождение, в том числе и подрядных организаций, утверждается руководителем службы безопасности. 168 17 Организация строительства 17.1 Характеристика района работ и условий строительства В административном отношении Кумжинский лицензионный участок расположен в Архангельской области, Ненецкий автономный округ, район р. Конзер-Шар, в 23,8 км к северу от п. Осколково. На территории участка населенные пункты отсутствуют. Ближайшие населенные пункты: п. Осколково – 23,8 км. Обзорная карта района работ представлена на рисунке 17.1. Климат рассматриваемого района Ненецкого автономного округа определяется его высокоширотным положением за Полярным кругом, особенностями атмосферной циркуляции и радиационного баланса, а также характером подстилающей поверхности северной части Большеземельской тундры и близостью ледовитого Баренцева моря. Все эти факторы формируют типично арктический климат с продолжительной суровой зимой, коротким летом, слабо выраженными переходными сезонами, своеобразными радиационными условиями, значительной облачностью, метелями и туманами. По климатическому районированию территория относится к южному району Атлантической климатической области Арктики, с преобладанием морского арктического воздуха, а также более сухого и холодного арктического воздуха из Арктического бассейна и Центральной Сибири. Атлантические циклоны движутся в основном с запада на восток, обуславливая высокие скорости и большую повторяемость ветров южной четверти. Антициклоны, в основном, поступают с северных направлений, обуславливая слабые и умеренные ветры. Повторяемость циклонической погоды составляет 59 %, антициклонической 41 % за год. Подстилающая поверхность материка представляет собой холмистую равнину, в течение 7-8 месяцев покрытую снежным покровом, а летом - тундровой растительностью. В Печорском море с ноября по июнь наблюдаются снежно-ледовые поля, и только с июля по октябрь отмечается открытая вода. Для рассматриваемого района характерна большая продолжительность холодного периода и малая теплого. Почти по всему району в течение 8 месяцев, начиная с октября, средние месячные температуры воздуха остаются отрицательными и лишь с июня по сентябрь положительными. Амплитуда колебаний температуры 169 воздуха зимой превышает 48-55 °С, летом 33-40 °С. Отрицательное значение температуры воздуха может встречаться в любой месяц года. Средняя годовая температура воздуха над районом отрицательная и изменяется от минус 3,5 °С на юге до минус 5,6 °С на севере. Годовой ход характеризуется минимумом в январе-феврале и максимумом в июле-августе. Для района характерно наличие контраста температур в течение всего года. Размах абсолютных значений колебаний температуры значителен. Во все зимние месяцы абсолютный максимум достигал положительных значений. В феврале, наиболее холодном месяце, на станции района были зафиксированы температуры плюс 2 °С. Наибольшее в районе значение абсолютного максимума в зимнем сезоне было отмечено в декабре (плюс 7 °С). Абсолютный минимум в зимний сезон в исследуемом районе колеблется в пределах от минус 46 до минус 48 °С. На станции Нарьян-Мар он был отмечен в декабре (минус 48 °С). Ненецкий автономный округ относится к районам с высокой повторяемостью ветра, режим которого определяется характером атмосферной циркуляции при ее взаимодействии с подстилающей поверхностью. В зимний период ветровой режим определяется влиянием ложбины пониженного давления, простирающегося от района исландского минимума до восточной части Карского моря. Образующиеся при этом области пониженного и повышенного давления в западном секторе Арктики обуславливают преобладание ветров южной четверти. На долю этих ветров в январе может приходиться 60-67 %, весной район находится в юго-западной части области пониженного атмосферного давления с центром в устье реки Оби. Циклоническая деятельность значительно ослабляется. Ветровой режим и преобладающее направление основных воздушных потоков изменяется. Наблюдается переход от преобладающего направления в апреле югозападных ветров к ветрам западного, северо-западного и северного направлений в мае. Летом характер распределения барических образований определяет преобладание ветров северных, северо-восточных и северо-западных. Их суммарная повторяемость в июле составляет 52-58%. Влажность воздуха имеет большое значение для практической деятельности. Содержание водяного пара в атмосфере существенно сказывается на тепловых условиях атмосферы и подстилающей поверхности через радиационные эффекты (поглощение и излучение длинноволновой радиации). Самыми употребительными 170 параметрами, характеризующими влажность, являются парциальное давление водяного пара и относительная влажность. Относительная влажность является наиболее наглядной характеристикой влажности и в сочетании с температурой воздуха она дает представление об испаряемости. В распределении средних годовых значений относительной влажности по району более высокие ее значения отмечены на севере, на станции Нарьян-Мар 82 %. Средние месячные величины относительной влажности зимой в районе меняются мало и в январе они составляют 85-86 %. Колебания относительной влажности от месяца к месяцу также невелики. Относительная влажность весной почти не меняется. В среднем в апреле и в мае над районом она составляет около 86 %. Уменьшение ее до 81 % в апреле и до 78 % в мае происходит на юге района. Летом средняя месячная величина относительной влажности достигает внутригодового минимума на юге района. В июне на станции Нарьян-Мар она составляет 74 %. Осенью отмечено увеличение относительной влажности и более существенно на юге (до 86-89 %). В районе за год выпадает от 400 мм на побережье до 440 мм в материковой части. В зимний период регистрируется по 20-25 мм в месяц, летом и осенью по 4060 мм. Примерно 45 % осадков за год выпадает в жидком, 40 % твердом виде; смешанные осадки составляют 15 %. Средний максимум осадков за сутки изменяется от 3-5 мм в зимние месяцы до 12-15 мм в летние. Максимальное суточное количество осадков за период наблюдений составило - по станции Нарьян-Мар 54 мм. Снежный покров формируется в начале октября, а сходит в середине мая начале июня. Число дней со снежным покровом составляет 214-236 за год. В отдельные зимы снег может появиться уже в сентябре, а сойти - в середине-конце июня. Средняя высота снежного покрова по данным снегосъемок увеличивается от 4-5 см в начале октября до 50-55 см в конце марта - начале апреля. Наибольшая высота снега за зиму достигает 80-88 см. Запас воды в снежном покрове растет от 20-30 мм в октябре до 150-180 мм в апреле. Наибольший запас воды в снежном покрове составляет 220-280 мм. За сутки максимальный прирост снежного покрова на метеоплощадке (Нарьян-Мар) составил 17-20 см при среднем 3-6 см. Туманы наблюдаются в рассматриваемом районе в течение 30-40 дней в материковой части и 60-70 дней на побережье за год. Для побережья в повторяемости 171 туманов ярко выражен годовой ход с максимумом в июле-августе, для материковой части района распределение числа дней с туманом по месяцам достаточно равномерное. В отдельные годы число дней с туманом может достигать в материковой части 50-60 дней. Наибольшая продолжительность туманов за год в два раза превышает среднюю (для побережья это 600-700 ч). Более суток продолжительность тумана зарегистрирована примерно в 0,5-1% случаев для Нарьян-Мара в сентябре, октябре и декабре. 17.2 Оценка развитости инфраструктуры Кумжинское газоконденсатное месторождение расположено в северо-западной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в 50-90 км к северо-востоку от административного центра округа, крупного речного и морского порта г. НарьянМара. На территории месторождения постоянных поселений нет. Перспективы развития экономики района в ближайшее время связаны с дальнейшим освоением в районе крупных месторождений газа и конденсата. Базовым городом для обустройства и промышленной эксплуатации месторождения является г. Нарьян-Мар. Транспортная связь с месторождением и его материально-техническое снабжение (доставка грузов, оборудования и вахтового персонала) осуществляется: в летнее время - водным транспортом (баржами) и вертолетами, в зимнее время - автотранспортом по зимнику. 172 78 103 104 108 107 106 105 КАРСКОЕ МОРЕ ПЕЧОРСКОЕ МОРЕ АМДЕРМА поляр. ст. БЕЛЫЙ НОС 77 Каратайка ХОДОВАРИХА яг а уб а ск ор 76 ч Пе ВАРАНДЕЙ ЧЕРНАЯ Хорей-Вер 75 НАРЬЯН-МАР ВОРКУТА 74 ШАПКИНО ХОСЕДА-ХАРД УСТЬ-УСА 73 -Кумжинское газоконденсатное месторождение Рисунок 17.1 – Обзорная карта района работ 173 ПОЛЯ 17.3 Обоснование потребности в жилье и социально бытовом обслуживании персонала, участвующего в строительстве На период работ для размещения буровой бригады предусмотрены жилые вагон-домики. Для организации питания на площадке буровой в зоне жилого городка предусмотрен монтаж пункта питания. Организация питания и обработка сырья должны соответствовать СП 2.3.3.1079-01 «Санитарно - эпидемиологические требования к организации общественного питания, изготовлению оборотоспособности в них пищевых продуктов и продовольственного сырья». Стирка спецодежды производиться подрядчиком, выполняющим работы на площади строительства скважины, при наличии допуска к данным работам или сертифицированной организацией по договору с ним. Медико-профилактическое обслуживание выполняется и контролируется подрядной организацией, выбранной заказчиком на конкурсной основе и обязано выполняться в соответствии с законодательством, в том числе с СанПиН 2.2.3.1384-03. Перечень санитарно-бытовых помещений представлен в таблице 16.6. 174 Таблица 17.1 - Схема транспортировки грузов оборудования и пробега спецагрегатов Наименование оборудования и грузов Вид упаковки Коэффициент к массе груза при транспортировке Пункт отправки груза пункт назначения протяженность маршрута, км пункт назначения протяженность маршрута, км 5 6 7 8 Скв. № 30 Кумжинская 80 175 1 2 3 Бур. вышка, оборудование 3-х и свыше 3-х т., металлоконструкции, емкости - - г. Нарьян-Мар - - НКТ - - г. Нарьян-Мар - - ИП, оборудование для испытания - - г. Нарьян-Мар - - Трубопроводы, материалы 2 группы - - г. Нарьян-Мар - - Обсадные трубы, бурильные трубы - - г. Нарьян-Мар - - Фонтанная арматура, противовыбросовое оборудование - - г. Нарьян-Мар - - ящики, меш- Кящ=1,25; ки, пакеты, Кмеш=1,03; г. Нарьян-Мар рулоны Крул=1,02; - - Химреагенты 4 группы, цемент, долота, материалы и запчасти 4 Завоз Этапы и виды транспорта автотранспорт Водный транспорт Химреагенты 5 группы бочки 1.24 г. Нарьян-Мар - - Химреагенты 6 группы цистерны - г. Нарьян-Мар - - ГСМ цистерны - г. Нарьян-Мар - - Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Продолжение таблицы 17.1 Наименование оборудования и грузов Вид упаковки 1 2 цистерны Коэффициент к массе груза при транспортировке 3 - Лес круглый, пиломатериалы - - г. Нарьян-Мар - - Машины и механизмы для подготовительных и строительно-монтажных работ Материалы для отсыпки (карьерные) - - г. Нарьян-Мар - - - - г. Нарьян-Мар - - бутыли К=1,58 г. Нарьян-Мар - - Тампонажная техника - - г. Нарьян-Мар - - Техника для ГИС - - г. Нарьян-Мар - - Вагон-домики - - г. Нарьян-Мар - - г. Нарьян-Мар 80 Дизтопливо 176 Вода питьевая Пункт отправки груза Этапы и виды транспорта автотранспорт Водный транспорт пункт назначения протяженпункт назнапротяженность маршчения ность маршрута, км рута, км 4 г. Нарьян-Мар 5 - 6 - Вывоз (зимник) Бур. вышка, оборудование 3-х и свыше 3-х т., металлоконструкции, емкости Скв. № 30 Кумжинская 7 Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская 8 80 Скв.№30 Кумжинская Скв.№28 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская 80 80 80 80 80 80 80 Окончание таблицы 17.1 Наименование оборудования и грузов Вид упаковки 1 ИП, оборудование для испытания 2 Коэффициент к массе груза при транспортировке 3 Трубопроводы, материалы 2 группы Бурильные трубы Противовыбросовое оборудование 177 ГСМ цистерны - Дизтопливо цистерны - Дефектоскопическая установка Спецтранспорт Цементировочные агрегаты, цементосмесительные машины, осреднительная емкость Машины и механизмы для подготовительных и строительно-монтажных работ Техника для ГИС Вагон-домики Вывоз отходов Пункт отправки груза 4 Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Этапы и виды транспорта автотранспорт Водный транспорт пункт назначения протяженпункт назнапротяженность маршчения ность маршрута, км рута, км 5 6 г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 Скв. № 30 Кумжинская г. Нарьян-Мар 80 Скв. № 30 Кумжинская г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 г. Нарьян-Мар 80 Усинск 530 Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская Скв. № 30 Кумжинская 7 8 Таблица 17.2 – Схема транспортировки вахт Этапы трассы, виды транспортных средств, стоимость услуг Наименование бригад Суточная сменность вахт Перевахтовка рабочих, нед. Пункт отправки железнодорожный транспорт протяпункт женназнаность чения марш рута, км 5 6 1 2 3 4 Вышкомотажная 1 2 г.НарьянМар - Буровая 2 НарьянМар - НарьянМар - НарьянМар - НарьянМар - НарьянМар - Испытатели 178 Геофизики Тампонажная Транспортники 2 2 2 1 Примечание - 2 2 2 2 2 - - - - - - воздушный транспорт пункт назначения протяженность маршрута, км тип самолета (вертолета) численность вахты скорость полета, км/ч автотранспорт грузоподъемность, количество чел/рейс стоимость 1часа эксплуатации, руб. пункт назначения протяженность маршрута, км 15 7 8 9 10 11 12 13 14 Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская 70 МИ-8 17 180 22 92 000 Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская Скв.№30 Кумжинская 70 70 70 70 70 МИ-8 МИ-8 МИ-8 МИ-8 МИ-8 29 2 6 4 5 180 180 180 180 180 22 22 22 22 22 92 000 92 000 92 000 92 000 92 000 80 80 80 80 80 80 1. Длительность смены вахт составляет 12 часов 2. Смена вахт в зимнее время производится автотранспортом по автозимнику 3. Габариты посадочной вертолётной площадки принять в соответствии с требованиями «Руководства по производству полётов» ООО Авиапредприятие «Газпромавиа». (Приложение И) Таблица 17.3 – Количество рейсов вертолета Наименование бригад Количество вахт в сутки Сменность вахт, сутки Продолжительность смены, час. Численность вахты, чел. Вместимость вертолета, чел. 1 2 3 4 5 6 Необходимое количество рейсов вертолета МИ-8 7 Вышкомонтажная 1 2 11 22 22 1 Буровая 2 2 12 29 22 4 Испытатели 2 2 12 22 22 2 179 Таблица 17.4- Схема электроснабжения Наименование вида работ 1 Подготовительные работы и СМР Количество потребляемой электроэнергии кВт/сут. 2 - Установленная мощность, кВт электроснабжение буро-вой Источник электроснабжения Характеристика понижающего трансформатора перетрансдаваеформимая руемое мощнапряность, жение, кВ кВт 8 9 - 180 трансформаторов коэффициент использования наименование (электростанция, ЛЭП и т.д.) 3 - 4 - 5 - 6 МБУ-160 АД 100Т400-1РН – 1 шт. 7 на площадке буровой МБУ-160 ЭД 315С-Т4001РК – 2шт. АД 100Т400-1РН (резерв.) МБУ-160 ЭД 315С-Т4001РК – 2шт. АД 100Т400-1РН (резерв.) на площадке буровой - на площадке буровой - Бурение, крепление - - - - Испытание - - - - расстояние до буровой, км Характеристика линий передачи электроэнергии воздушная ЛЭП кабельная напряжение, кВ напря-жение, кВ длина, км длина, км 10 Световая, низковольтная 4-х проводная 11 0,05 12 КГХЛ 3x95+1 x70 кВ 13 0,15 - Световая, низковольтная 4-х проводная 0,05 КГХЛ 3x95+1 x70 кВ 0,15 - Световая, низковольтная 4-х проводная 0,05 КГХЛ 3x95+1 x70 кВ 0,15 Таблица 17.5- Линии электропередач Тип линий воздушная Назначение линии Характер местности 1 2 не заболоченная Осветительная новое строительство на готовых опорах 3 - кабельная количество опор, шт. тип опор количество ниток провода длина линии, км материал провода сечение жилы, мм 4 5 6 7 8 9 4 деревянные 4 0,05 АС-70 70 укладка в земле, на поверхности длина линии. м 10 на поверхности 11 150 181 Таблица 17.6 - Виды и объемы использования воды при строительстве скважины Производство Продолжительность, сут. Цель водоснабжения 182 Строитель- хозяйственно бытовые нужды но- душевые монтажные 127,95 - мытье полов работы - противопожарные нужды (СМР) Итого за период СМР: - хозяйственно бытовые нужды - душевые - мытье полов - приготовление бурового раствора - промыв вибросит - охлаждение буровых насосов Бурение и 65,65 - охлаждение гидротормоза крепление - приготовление цементного раствора - приготовление буферной жидкости - опрессовка обсадных труб - выработка пара - противопожарные нужды Итого за период бурения и крепления: - хозяйственно бытовые нужды Испыта- душевые ние, ин- мытье полов тенсифи30,4 - приготовление раствора для искация припытания и интенсификации притотока ка - выработка пара Итого за период испытания: ИТОГО ЗА ВЕСЬ ПЕРИОД СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ: Примечание в сутки требуется 4566,8/224=20,4м3 Объем водопотребления, м3 Всего всего Свежая вода в т.ч. питьевая 84,4 304,0 64,0 84,4 304,0 64,0 100,0 100,0 552,4 57,1 205,6 131,3 552,4 57,1 205,6 2238,5 1567,0 84,4 57,1 131,3 671,6 101,2 25,3 11,3 166,6 166,6 8,0 8,0 20,1 72,2 60,8 Повторная вода 84,4 101,2 25,3 11,3 12,2 553,2 100,0 3610,4 Оборотная вода 12,2 553,2 2557,5 57,1 20,1 72,2 20,1 952,8 100,0 100,0 60,8 122,8 122,8 128,1 404,0 128,1 220,4 20,1 60,8 122,8 4566,8 3330,4 161,6 1013,6 222,8 Таблица 17.7 – Потребность в горюче-смазочных материалах Наименование вида работ 1 1. Подготовительные работы, СМР 2. Бурение, крепление 183 3. Испытание Шифр буровой установки, передвижной электростанции 2 МБУ-160 (Caterpillar C 15) АД 100-Т400-1РН-1 шт. МБУ-160 (Caterpillar C 15) ЭД 315С-Т400-1РК1шт. Caterpillar 3412 ПКН-2Е МБУ-160 (Caterpillar C 15) ЭД 315С-Т400-1РК1шт. Caterpillar 3412 ПКН-2Е Нормативная потребность, т/сут. парокотельная установка ДВС топливо масло на 2 котла на 1 котел 3 4 5 6 1,1915 0,0060 0,385 0,008 1,1915 0,0060 1,7388 0,0152 2,6289 0,0014 ВСЕГО 7 1,5905 7,8618 2,2800 1,1915 0,0060 1,7388 0,0152 2,6289 0,0014 7,0518 1,4700 Таблица 17.8 – Потребность в электрической энергии № п/п 1* 2* 3* 4* 5 6 7* 184 8* 9* 10 11 12 13* 14* 15* 16* 14** 15** 16** 17** 18** Наименование оборудования Блок приготовления раствора в комплекте с гидроворонкой и шламовым насосом 6Ш8-2) Вибросито ВС-01 (ИВМ-1) Гидроциклон ИПС 2/300в комплекте с ВШН-150 Илоотделитель ИИС 6х2/100 в комплекте с ВШН-150 Центрифуга M-I swaco Модель 518 Насос шламовый 6Ш8-2 Дегазатор «Каскад-40» Мощность, кВт 30 Кол-во, шт 1 Потребляемая мощность, кВт 30 3 28 28 2 1 1 6 28 28 30 30 28 1 2 2 (1 в работе, 1 в резерве) 18 1 1 1 1 1 30 60 28 Механические перемешиватели ПЛМ 4,5 Эл. двигатель вентилятора воздухоосушки 3 Электродвигатель аварийный 37 Лебедка вспомогательная 18 Компрессор КТ-6У2 40 Кран поворотный 8КП-2 7 Освещение 10 Эл. двигатель системы охлаждения 4 Эл. двигатель маслонасоса 2,2 Максимально возможное единовременное потребление* Жилой городок 120 Склад ГСМ (топливный насос) 4.5 Водонасосная (центробежный насос) 30 Котельная 15 Скважинный насос 5.5 Максимально возможное единовременное потребление** 1 2 1 2 1 1 1 81 3 37 18 40 7 10 4 4,4 261,4 120 9 30 15 5.5 179.5 Примечание Для обеспечения технологического процесса (бурение, испытание скважины) электроснабжение производится от дизель-электростанции ЭД315-Т400-1РК максимальной мощностью 315 кВт Для обеспечения хозяйственных и бытовых нужд электроснабжение производится от дизель-электростанции ЭД315-Т400-1РК максимальной мощностью 315 кВт Примечание: * Максимально возможное единовременное (кратковременное) потребление электроэнергии определено сочетанием работы оборудования для условий бурения скважины, производства вспомогательных работ и приготовления бурового раствора; ** Максимально возможное единовременное потребление электроэнергии определено сочетанием работы оборудования в зимних условиях 18 Оценка степени риска строительства скважин Учитывая потенциальную опасность технологического процесса строительства скважин, существует определенная вероятность возникновения нештатных и аварийных ситуаций. Из анализа статистических данных можно сделать вывод, что на долю неуправляемых нефтегазоводопроявлений приходится один случай на 1000 скважин; на осложнения, связанных с нарушением устойчивости пород стенок ствола скважины – 2 случая на 100 скважин; на естественное искривление ствола скважины, требующее исправительновосстановительных работ – один случай на 100 скважин. Возникновение осложнений и аварийных ситуаций может привести как к прямому, так и к косвенному воздействию на окружающую среду. Осложнения, связанные с нефтегазоводопроявлениями, являются наиболее опасными по непосредственному воздействию на окружающую среду. Большие объемы изливающихся минерализованных вод сопровождаются загрязнением почвы на значительной площади и возможностью загрязнения водных объектов. Структура возникновения осложнений, нештатных и аварийных ситуаций при строительстве скважины и направления воздействия этих ситуаций на окружающую природную среду приведена на рисунке 18.1. Наиболее сложными и опасными являются аварии с открытым выбросом (фонтаном) пластовых флюидов при строительстве и эксплуатации скважин. В результате этих аварий наносится огромный материальный ущерб. Начавшаяся в виде проявлений аварийная ситуация может перейти в открытый фонтан с уничтожением оборудования, скважины, гибелью людей. Аварии, переходящие в катастрофы, отрицательно сказываются на окружающей среде, деятельности близлежащих промышленных объектов. Количественная оценка безопасности бурения скважин связана с определением степени риска. Под степенью риска понимается вероятность возникновения открытого фонтана, полученная на стадии проектирования и строительства. Степень риска рассчитана по РД 03-418-01 «Методическим указаниям по проведению анализа риска опасных производственных объектов», утвержденной Госгортехнадзором РФ 10 июля 2001 г. 185 Метод основан на построении логико-вероятностной расчетной схемы, графическая интерпретация которой, соответствует дереву, в вершине которого лежит нежелательное (головное) событие. Вероятность такого события необходимо определить, зная вероятности базовых событий (событий нижнего уровня, дальше которого детализация не производится). В качестве нежелательного события обычно выбирается событие, имеющее наибольшую опасность для окружающей среды. Таким событием является открытый фонтан. Между головным и базовыми событиями имеются промежуточные. Взаимосвязь между событиями устанавливается с помощью логических связей - «И», «ИЛИ» и других ветвей дерева событий. Метод предполагает знание вероятности базовых событий и логические связи между ними. Кроме того, необходимо знание зависимости базовых событий. В случае зависимости базовых событий рассматривают комбинации первичных базовых событий, приводящих к головному. При независимости базовых событий применяется метод прямого аналитического решения, которое позволяет поэтапно анализировать события, кроме того, предоставляется возможность определить: а) «слабые узлы» и «узкие места» с точки зрения безопасности; б) наиболее опасные пути развития аварий. На предварительном этапе определения степени риска проводится идентификация опасностей. В процессе ее проведения определяются причины водопроявлений, выбросов и открытых фонтанов. Результаты идентификации дают возможность построить гистограммы, иллюстрирующие процентные соотношения причин аварий, пополнить исходные данные для расчета степени риска. Основной задачей идентификации является выявление (на основе информации о данном объекте, результатов экспертизы и опыта работы подобных систем) и четкое описание всех присущих системе опасностей. Главная опасность, которую необходимо учитывать на этапе проектирования бурения скважин и их строительства, является открытый фонтан. В процессе идентификации в первую очередь необходимо определить опасности (в дальнейшем будем называть их факторами), которые приводят к возникновению этого нежелательного события. 186 Причины осложнений и аварийных ситуаций Недостаток информации, ошибки Технические ошибки Отсутствие необходимого опера- проекта персонала тивного контроля 18 7 Нефтегазоводо Поглощения Нарушения Слом Прихваты Искривление проявления, от- промывочной устойчивости бурового колонн оси скважины крытый фонтан жидкости, там- пород стенки инструмента буровых и об- понажного рас- скважины садных труб твора Прямое воздействие Косвенное воздействие Загрязнение Загрязнение Увеличение растительности, подземных объемов отхо- почвы, воды, пресных вод дов (отработан- атмосферы ного бурового раствора) Увеличение сроков строительства скважины - увеличение времени воздействия на окружающую среду Рисунок 18.1 – Структура возникновения осложнений, нештатных и аварийных ситуаций при строительстве скважины и направления воздействия этих ситуаций на окружающую природную среду Категории отказов по тяжести последствий: Первый – катастрофический – приводит к смерти людей, наносит существенный ущерб объекту и невосполнимый ущерб окружающей среде; Второй – критический (некритический) – угрожает (не угрожает) жизни людей, потере объекта, окружающей среде; Третий – с непренебрежимо малыми последствиями – не относящимися по своим последствиям ни к одной из первых двух категорий. Категории отказов (степень риска отказов): А – обязателен детальный анализ риска, требуются особые меры безопасности для снижения риска; В – желателен детальный анализ риска, требуются меры безопасности; С – рекомендуется проведение анализа риска и принятие мер безопасности; D – анализ и принятие мер безопасности не требуются. Таблица 18.1 – Матрица «вероятность – тяжесть последствий» Тяжесть последствий Частота возникновения, 1/год Частый отказ > 1 Вероятный отказ 1-10-2 Возможный отказ 10-2-10-4 Редкий отказ 10-4-10-6 Невероятный отказ < 10-6 катастрофический отказ критический отказ некритический отказ А А А А В А А В В С А В В С С отказ с пренебрежимо малыми последствиями С С С D D Можно выделить три группы факторов, приводящих к возникновению открытого фонтана. Первая группа - факторы, характеризующие состояние оборудования. Вторая группа - факторы, связанные с неправильными действиями буровой бригады при строительстве скважины. Третья группа - факторы, связанные с поведением пласта (нефтегазоводопроявлениями). Одновременное возникновение первой и второй групп факторов является минимальным пропускным сочетанием, т.е. набором факторов (предпосылок) одновременное возникновение которых достаточно для появления головного события (аварии). 188 Следовательно, вероятность возникновения открытого фонтана описывается следующим выражением: Рфонтана Ротказоборуд. РНГП , где Рфонтана – вероятность возникновения открытого фонтана; Ротказ оборуд. - веро- ятность отказа оборудования; РНГП - вероятность нефтегазопроявлений. Каждая из рассмотренных групп факторов может быть далее детализирована на факторы, являющиеся причинами их появления. В таблице 18.2 приведена детализация групп факторов и оценена вероятность наступления событий по каждому фактору. Обработка факторных вероятностей дает итоговую вероятность возникновения аварии, равную 0,00093 на скважину, что соответствует 1 аварии на 1111 скважину. При применении современных техники и технологии бурения скважин и сравнительно небольшом объеме бурения в данном регионе, соблюдении всех проектных решений по предупреждению осложнений и своевременное реагирование позволит значительно уменьшить вероятность возникновения и развития аварий на бурящейся скважине. 189 Таблица 18.2 – Количественная оценка степени риска возникновения открытого фонтана Группы факторов Условия, причины Вероятность 1. Факторы характеризующиеся состоянием оборудования 1.1. Неисправность превенторного оборудо- - негерметичность плашек превентора вания - отказ системы управления 1.2. Разрушение обсадной колонны (ОК) 0,00000 0,00100 - отсутствие контроля за состоянием ОК - отсутствие контроля за давлением в ОК 0,00100 0,00000 1 .3. Отсутствие или неисправность шарового крана на бурильных трубах 0,00100 1.4. Отсутствие или неисправность обратного клапана на обсадных трубах 0,00300 2. Факторы, связанные с неправильными действиями буровой бригады 2.1 . Неправильные действия буровой бригады при строительстве скважины 0,02000 З. Факторы, связанные с поведением пласта (нефтегазоводопроявлениями) 3.1. Поглощения бурового раствора - несоответствие конструкции скважины геологическим условиям 0,03000 - завышение плотности раствора 0,03000 - несоответствие других параметров рас- 0,00100 твора 3.2. Принятие пластового давления без должного обоснования 0,00500 3.3. Недостаточная плотность раствора в скважине 3.4. Недолив скважины 0,02000 - при подъеме инструмента - при спуске обсадной колонны 3.5. Отсутствие методики и приборов контроля за давлением в скважине 0,03000 0,03000 0,01000 Результаты расчета: Вероятность отказа оборудования Ротказ оборуд =0,00600 Вероятность нефтегазопроявлений РНГП =0,15600 Вероятность возникновения открытого фонтана Рфонтана =0,00093 (соответствует 1 фонтану на 1111 скважину) 190 19 Консервация скважины Проектные решения, структура и соответствующая документация на консервацию поисково-оценочной скважины № 30 Кумжинская разработаны в соответствии с утвержденным заданием на проектирование, РД 07-291-99. «Инструкции о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами» и РД 08-492-02 «Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», действующими инструкциями и правилами, направлены на обеспечение промышленной безопасности, обеспечения безопасности жизни и здоровья людей, охрану окружающей среды. Консервация осуществляется по плану работ, составленному на основании проектных решений и фактических данных по скважине, согласованных в установленном порядке с органами Ростехнадзора. Согласованный и утвержденный план консервационных работ является руководящим документом для проведения работ. Ниже представлены проектные решения по консервации скважины. 19.1 Консервация скважины по окончании строительства Консервация производится по окончании строительства скважины. На начало работ на устье скважины установлено ПВО. Для консервации скважины необходимо: - в скважину спустить колонну НКТ с воронкой. Заглушить скважину жидкостью с параметрами установленными проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии. В интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта; - поднять колонну НКТ на 50 м выше верхних перфорационных отверстий, установить цементный мост высотой 70 м; - проверить его наличие разгрузкой НКТ на 3 т и опрессовкой на давление опрессовки эксплуатационной колонны; - поднять колонну НКТ на 50 м выше установленного моста; - заполнить скважину в интервале 0-370 м незамерзающей жидкостью полигликоль; - произвести демонтаж ПВО и монтаж ФА опрессовать сборку; 191 - устьевое оборудование защитить от коррозии, снять штурвалы и манометры, установить заглушки; - оградить устье скважины, на устье укрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия-недропользователя, срок консервации. Таблица 19.1-Объем работ по консервации скважины Наименование и характеристика работ Единица измерения Объем работ Источник норм и расценок 3 4,6 1.98 4 §219** §63* час 0,3+2,1+0,64+ 5,2+24=32,24 §219**, §73**, 74**, §76** Спуск НКТ, определение моста, гидравлическая опрессовка, подъем до глубины 2280 м час 4,46+0,5+1,3+ 0,3=6,56 §219**, §77**, §79** Заполнение скважины незамерзающей жидкостью в интервале 0 – 370 м час 0.27 §213** Демонтаж ПВО, монтаж ФА, опрессовка час 1,05+0,7+2,0+ 5,5+2+4,73+1, 74=17,45 Герметизация ограждение устья Итого: час час/сут § 97, 99, 101, 105, 108*, § 19, 21** - 1 Спуск колонны НКТ до забоя Промывка скважины, выравниванием параметров бурового раствора и обработка ингибитором коррозии, закачка в интервал перфорации спец. жидкости Подъём колонны НКТ до глубины 2400 м, установка цементного моста в интервале 2400-2330 м, подъем НКТ, ОЗЦ Примечание - 2 час час 6,0 69,1/2,88 Предприятие, выполняющее работы (буровое, специализированное) 5 Буровой подрядчик *Отраслевые нормы времени на бурение. М. 2000 г. **Межотраслевые нормы на испытание разведочных и эксплуатационных скважин. М. 2000 г. 192 Таблица 19.2- Характеристика и расчет компоновок низа бурильных колонн № компл. Тип комплекта Интервал размещения (от устья), м от до 2500.0 0.0 Минимальные коэффициенты запаса прочности Типоразмер Длина секции, м тип наружный диаметр, мм ТБПН 88.9 толщина стенки, мм (Dвн) группа прочности Вес секции в воздухе, кН Нарастающий вес, кН при отрыве долота от забоя в процессе бурения по усталости 3.14 3.38 4.15 при СПО в клиновом захвате по внутреннему давлению 3.14 2.59 6.27 Разбуривание цементных мостов 1 СБТ Примечание - 2500.0 9.35 Л 543.25 543.25 Бурильная колонна спроектирована для среды, содержащей сероводород (СКРН=0,67) 193 Таблица 19.3- Количество материалов, необходимое для приготовления технологических растворов Шифр или название Нормативный документ на изготовление 1 Skimol WS 2111 2 ТУ 2458-00294296805-2008 Полигликоль ТУ 2458-00310075157-2000 Цель применения химреагента 3 Ингибитор коррозии Исключение замерзания устья скважины Приготавливаемый или обрабатываемый объем, м 3 4 5 Потребное количество на объем, м3 6 66.20 0.001 0.07 6.3 0.500 3.15 Норма расхода, т/м3 Таблица 19.4 - Типы и параметры технологических растворов Наименование технологического раствора 1 Буровой раствор Тип (или состав) жидкости 2 Хлоркалиевый ингибирующий СНС, дПа Плотность, кг/м3 Условная вязкость, c Показатель фильтрации по ВМ-6, см3/30 мин Вязкость пластическая, мПа с 1 мин 10 мин 3 4 5 6 7 8 1190 40 - 50 2-4 12 - 18 194 40 - 60 60 - 90 рН Температура замерзания раствора, °С 9 10 9.0 – 10.5 -4 Таблица 19.5 - Количество материалов, необходимое для приготовления технологических растворов Шифр или название 1 Бентонит Сода кальцинированная Сода каустическая Натрия бикарбонат Приготавливаемый и обрабатываемый объем, м3 4 86.0 Норма расхода, т/100 м3 Потребное количество на объем, т 5 6 2.00 1.720 0.20 0.172 0.20 0.172 0.10 0.086 0.30 0.258 1.50 1.290 Понизитель вязкости 1.00 0.860 Структурообразователь, регулятор ДНС 0.40 0.344 Органический ингибитор 1.50 1.290 Ингибитор глинистых отложений 5.00 4.300 Смазывающая добавка 0.50 0.430 Ингибитор коррозии 0.10 0.086 Поглотитель сероводорода 2.00 1.720 Поглотитель углекислого газа 0.20 0.172 Пеногаситель 0.10 0.086 Бактерицид 0.10 0.086 Утяжелитель карбонатный 13.18 11.335 - 24.407 Нормативный документ на изготовление Цель применения химреагента 2 ТУ 2164-00641219638-2005 3 Структурообразователь Нейтрализатор гипсов и ангидритов, регулятор рН ГОСТ 5100-85 ТУ 6-01-1306-85 ТУ 2231-01570896713-2005 ТУ 2231-016-535ПАЦ-В/Н 01222-2001 ТУ 9187-104Фито-РК 00334735-2006 ТУ 2454-325КССБ 05133190-2000 ТУ 2458-002Гаммаксан 50635131-2003 ТУ 2458-003Полигликоль 10075157-2000 Калий хлоТУ 2152-013ристый 00203944-95 Fk-lube ТУ 2458-00818947160-2001 Skimol WS ТУ 2458-0022111 94296805-2008 ТУ 2123-001ЖС-7 12650743-2003 Известь ГОСТ 9179-84 Пентакс ТУ У 24.6-32028975005-2004 ТУ 2484-010Бакцид 05744685-96 изм. 1 Мраморная ТУ 5716-004крошка 50635135-2004 Итого: Диспергатор бентонита, регулятор рН Нейтрализатор ионов кальция, при разбуривании цементных стаканов Стабилизатор, понизитель фильтрации Понизитель фильтрации в минерализованных растворах Примечание: Необходимый объем бурового раствора в скважине и на поверхности 129 м 3. Объем скважины 43 м3 (заполнена буровым раствором после завершения испытаний). Необходимый объем приготовления – 86 м3. Таблица 19.6 - Оборудование для приготовления технологических растворов Наименование оборудования Типоразмер или шифр 1 2 Циркуляционная система Блок приготовления раствора в комплекте с гидроворонкой Емкости 40 м3 ЦС-215/160 Количество Нормативный документ комплектов, на изготовление шт. 3 4 ТУ 3661-002-95285671 2008 Примечание 5 БПР 1 ТУ 366121-001-1014716402 - - 3 - - 195 Таблица 19.7 - Исходные данные к расчету установки цементных мостов Тампонажный материал 1 ПЦТ I-100 Плотность тампонажного материала (сухого), кг/м3 Внутренний диаметр колонны, мм Водоцементное отношение 2 3150 3 146.8 4 0.50 Количество сухого материала для приготовления 1 м3 раствора, кг (т) 5 1.22 Содержание наполнителя в жидкости затворения, % 6 0.02 НТФ Примечание Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации указывается в плане работ на консервацию скважины, разработанном и согласованном в установленном порядке в зависимости от длительности консервации и других факторов Таблица 19.8- Количество материалов, необходимое для приготовления тампонажных растворов Наименование материала или технического средства, цель применения 1 ПЦТ I-100 НТФ Нормативный документ на изготовление 2 ГОСТ 1581-96 ТУ 6-09-5283-86 Единица измерения Необходимое количество 3 т т 4 1,47 0,00015 Номер расценки по сборнику цен 5 - Таблица 19.9- Работа специальной техники Наименование работы 1 ПЗР,установка цементного моста, опрессовка Закачка незамерзающей жидкости Опрессовка ФА Итого: Источник, обосновывающий стоимость работ 6 прим. Наименование или шифр агрегата Количество, шт. Единица измерения Продолжительность работ на скважине, ч 2 ЦА-320М СМН-20 3 1 1 4 ед. ед. 5 2,74+1,3 2,74 ЦА-320М 1 ед. 0.27 - ЦА-320 1 ед. ч 1,74 13,02 - Примечание Межотраслевые нормы на испытание разведочных эксплуатационных скважин. М. 2000 г 196 20 РАБОЧИЙ ПРОЕКТ НА СТРОИТЕЛЬСТВО РАЗВЕДОЧНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НА ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ 20.1 Физико-географическая характеристика района работ В административном отношении Кумжинский лицензионный участок расположен в Архангельской области, Ненецкий автономный округ, район р. Конзер-Шар, в 23,8 км к северу от п. Осколково. Под строительство разведочной скважины, в целях геологического изучения недр, Департаментом природно-ресурсного регулирования, лесных отношений и развития нефтегазового комплекса НАО лесные участки в составе земель лесного фонда на правах аренды предоставлены ЗАО «СН Инвест». Условия почвообразования на территории характеризуются суровыми климатическими условиями, низкой инсоляцией, а также относительно обедненным видовым составом растений. В районе работ преобладают болотно-мерзлотные и аллювиально-дреновоглеевые почвы. Незначительным распространением пользуются болотно-тундровые, торфянисто-глеевые, иллювиально-гумусовые в комплексе с болотно-тундровыми торфяно-глеевыми иллювиально-гумусовыми. Торфянисто-перегнойно-глеевые (болотно-тундровые) почвы. Образуются в условиях повышенного увлажнения, обычно проточного. Характеризуется довольно мощным органогенным горизонтом сложной структуры – подстилающим. Торфянистый и перегнойный подгоризонты. Минеральный горизонт – глеевый. Аллювиальные дерновые почвы образуются на более или менее дренированных участках в поймах крупных рек. Характеризуются наличием хорошо выраженного гумусово-аккумулятивного горизонта, а также некоторой слоистостью, особенно заметной в нижней части почвенного профиля. Кумжинское газоконденсатное месторождение расположено в северо-западной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в 50-90 км к северо-востоку от административного центра округа, крупного речного и морского порта г. НарьянМара. На территории месторождения постоянных поселений нет. 197 Перспективы развития экономики района в ближайшее время связаны с дальнейшим освоением в районе крупных месторождений газа и конденсата. Базовым городом для обустройства и промышленной эксплуатации месторождения является г. Нарьян-Мар. Транспортная связь с месторождением и его материально-техническое снабжение (доставка грузов, оборудования и вахтового персонала) осуществляется вертолетам и автотранспортом по зимнику. 198 20.2 Геологическая часть Таблица 20.1 – Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины Стратиграфическое подразделение название Кайнозойская группа Четвертичная система Глубина залегания по вертикали, м от (верх) индекс Q 0 до (низ) 150 Толщина, м 150 Элементы залегания по подошве, градус угол азимут Нет данных Горная порода стандартное описание породы (структура, текстура, минеральный состав) Суглинки опесчаненные с гравием, галькой, валунами с линзами и прослоями галечников Коэффициент кавернозности 1.3 199 Таблица 20.2 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Индекс стратиграфического горизонта Q Интервал, м от (верх) до (низ) 0 150 Краткое название горной породы Песок Суглинки Супесь Плотность, кг/м3 Пористость, % Проницаемость, мДа Глинистость, % Карбонатность, % Твердость, кг/мм2 Абразивность 1900 35 До 500 40-50 − 25-50 2 Категория по промысловой классификации (мягкая и т. д.) М Коэффициент Пуассона, доли ед. Модуль упругости, 10-4 МПа Н.д. 0,05-0,06 200 Таблица 20.3 Геокриологические данные разреза Глуби- Температура поИнтерна зарод вал за- легания легания нейтра нейтраль ного ММП, льного слоя, м слоя, оС м 0-370 Н.д. Н.д. Глубина нулевой изотермы, м Распределение температуры, оС Льдистость, % Н.д. -1-3 До 30 консолидированных глин от до 100 300 Интервалы залегания, м межмерзлотных плывунов газогидратов таликов криопегов от до от до от до от до нет нет нет нет нет нет нет нет Таблица 20.4 Дополнительные сведения по мерзлоте 201 Засоленность почвы в зоне ММП, % 0.10-0.30 Давление разрыва пород, МПа Н.д. Объемная теплоемкость пород, о Дж / (кг · К ) талые мерзлые 750 560 Коэффициент теплопроводности пород, о Вт / (м · К ) талые мерзлые Пески 2,15 Пески 2,35 супеси 1,55 супеси 1,65 глины 1,30 глины 1,45 Температура фазового перехода воды в лед, оС -1 Таблица 20.5 Водоносность Интервал, м Индекс стратиграфического горизонта Q от (верх) 0 до (низ) 150 Тип коллектора Поровый Свободный дебит, м3/сут Перелив не предполагается Химический состав воды, Тип воды по классимг-экв фикации В.А. Сулина Анионы Катионы МинеСНПлотность рали- сульфатнонатриевый воды, зация ГКНкг/м3 общая, гидрокарбонатноCl SO4 HCO3 Na+K Ca Mg г/л натриевый ХМ-хлормагниевый ХК-хлоркальциевый 1000 до 3 Различного типа Скв. 3 Василковская (инт. 36-40 м, mgm III1-2) 167,9 0,1 11,4 155,8 4,4 19,0 Относится к источнику питьевого водоснабжения Да (при минерализации до 1 г/л) Примечание По региональными данным, водонасыщенные интервалы отложений Q возраста, приуроченные к сезонно талому слою и к таликам сквозного и несквозного характера, вмещают пресные и солоноватые воды различного состава и типа. 202 20.3 Полевые работы 20.3.1 Буровые работы Бурение скважин осуществляется по следующей конструкции: - направление 245 мм спускается на глубину 10 м для обвязки устья скважины; - фильтровая колонна 168 мм спускается на глубину 50 м; - водоподъемные трубы 73 мм совместно со скважинным насосом ЭЦВ 4-10-55 спускаются на глубину 45 м. Бурение скважины осуществляется мобильной буровой установкой УРБ-3М. Бурение осуществляется без отбора керна долотами: - под направление 295,3 М-ГНУ; - под фильтровую колонну - 215.9 МС-ГНУ. Таблица 20.6 - Объемы бурового раствора Интервалы бурения по колоннам, м Коэффициент кавернозности 0 – 10 (кондуктор) 10 – 50 (эксплуатационная колонна) ИТОГО: Объемы бурового раствора, м3 Суммарный объем бурового раствора в открытом стволе в обсадной колонне объем скважины на поверхности на бурение 1.30 0.9 - 0.9 5.0 5.0 10.9 1.30 1.9 0.4 2.3 5.0 20.0 27.3 38.2 Таблица 20.7 - Рецептура приготовления бурового раствора, расход буровых материалов и химреагентов Наименование материалов и химреагентов Глинопорошок ПАЦ-В Сода кальцинированная Графит ИТОГО: Назначение Структурообразователь Стабилизатор, понизитель фильтрации Диспергатор глинопорошка, регулятор рН Смазывающая добавка 203 Расход, кг/м3 50.0 Расход на интервал, т 1.91 2.0 0.11 2.0 0.08 7.0 0.27 2.37 Таблица 20.8 - Рекомендуемые параметры циркулирующего раствора Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин Толщина глинистой корки, мм СНС1/10, дПа рН Содержание песка, % 1080 - 1100 30 - 40 10 - 12 1.5 20 - 50/40 - 70 8 - 10 2.0 Бурение осуществляется на II...III скорости ротора с числом оборотов до 190 об/мин при производительности насоса НБ-50 до 5 л/с с рабочим давлением до 2...2.5 МПа. Работы по разбурке цементного стакана согласно разъяснениям к п. 37 СУСН-5 осмечиваются по стоимости станко-смены бурения, а нормы времени определяются по категории пород. Объемы бурения по категориям пород, затраты времени и труда представлены в табл. 20.9. Таблица 20.9 – Объемы бурения по категориям пород, затраты времени и труда № пп Вид работ Категория пород 1 2 3 Ед. изм. Объем работ 4 5 Норматив-ный документ Норма времени на ед. работ Поравочный коэффициент Всего затрат времени, стсм. (брсм) 6 7 8 9 Бурение одиночной скважины 3 группы сплошным забоем 1 Ø от 251 до 350 мм ll п.м. 10 СУСН-5 таб. 34 0 - 50 м Ø от 133 до 250 мм lll п.м. 0.22 0.02 1.1 0.03 1.1 1.61 1.1 0.177 1.37 1.1 0.754 0.39 1.1 0.043 СУСН-5 40 0 - 50 м Крепление скважины обсадными трубами таб. 32 1.32 Ø от 251 до 350 мм 2 0 - 10 м Ø от 133 до 250 мм 100 п.м. 0 - 50 м 3 Спуск труб в трубах большего диаметра 0.1 0.5 100 п.м. 204 0.1 СУСН-5 таб. 58 Окончание таблицы 20.9 № пп Вид работ Категория пород 1 2 3 Ед. изм. Объем работ 4 5 Норматив-ный документ Норма времени на ед. работ Поравочный коэффициент Всего затрат времени, стсм. (брсм) 6 7 8 9 6 Цементаж затрубного пространства. Глубина спуска колонны 50 м 1 цем. 1 7 Выстойка скважины до затвердевания цемента (ОЗЦ) ст/см текст проекта п.м. 5 табл.51 0.12 1.1 0.132 2 Разбурка цементного стакана Ø от 133 до 250 мм 8 lV 0-50 м СУСН-5 Промывка скважины перед каротажем и креплением в интервалах 9 10 таб. 32 0.33 0.06 1.1 0.07 1.1 0.077 0.07 1.1 0.077 СУСН-5 1 0 - 50 м 1 промывка Простой при ГИС ст/см текст проекта 0 - 10 м таб.49, 1 1 1,56 Общая продолжительность буровых работ, сут. 3,34 Гидрогеологические работы 1 Подготовка-ликвидация опытов по откачке эрлифтом бр/см 1 СУСН-2 1,51 1.1 1,51 т. 48 2 Проведение одиночной опытной откачки эрлифтом бр/см текст проекта 12 3 Наблюдения за восстановлением уровня воды в скважине бр/см текст проекта 2 4 Прокладка и разборка временного трубопровода 100 м 0.5 СУСН-5 т.99 1.58 5 Установка фильтров в буровые скважины филь тр 1 СУСН-5 таб. 89 0.678 6 Спуск погружного насоса ЭЦВ насос 1 СУСН-2 т. 48 Общая продолжительность гидрогеологических работ, сут. 205 0,993 0.79 1 0.68 1 0,99 1 8,99 Окончание таблицы 20.9 № пп Вид работ Категория пород 1 2 3 Ед. изм. Объем работ 4 5 Норматив-ный документ Норма времени на ед. работ Поравочный коэффициент Всего затрат времени, стсм. (брсм) 6 7 8 9 Ликвидация скважины Извлечение труб при ликвидации скважины 1 Ø от 133 до 250 мм 0 - 50 м 100 п.м. 0,45 2 Извлечение труб в трубах большего диаметра 3 Цементаж скважины заливкой цементным раствором 1 заливка 1 4 Засыпка ствола скважины песком 1м 40 0.5 СУСН-5 т. 58 1.35 1.1 0,67 0.39 1.1 0.21 табл.55 0.3 1.1 0.33 0.16 1.1 7,04 Продолжительность работ по ликвидации скважины, сут. 3,79 20.3.2 Вспомогательные работы, сопутствующие бурению При строительстве скважин будет выполняться следующий комплекс вспомогательных работ: - крепление скважины обсадными трубами; - цементаж направления; - промывка скважин перед каротажем и креплением; - геофизические работы (каротаж); - опытные гидрогеологические работы; - лабораторные работы; - ликвидационный тампонаж скважин. 20.3.3 Крепление скважин Для исключения проникновения в эксплуатируемый горизонт поверхностных вод и его загрязнения направление спускается на глубину 10 м. Направление цементируется с подъемом цементного раствора плотностью 1820 кг/м 3 до устья из цемента ПЦТ I-50 без добавления ускорителей схватывания в связи с их отрицательным 206 влиянием на качество подземных вод. Время ожидания затвердевания цемента 24 часа. Устье скважины оборудуется цементной отмосткой размером 0.5 х 0.5 х 0.5 м и герметизированным оголовком. С учетом цементной отмостки и коэффициентов кавернозности Ккав= 1,3 расход сухого цемента составит: Для направления: Q = (0,042х10+0,040х5+0,125)х1,05х1,231=0,96 т где 0,042 м3 – объем затрубного пространства 1 п.м.; 10 м – интервал подъема цемента; 0,040 м3 – объем 1 п.м. колонны 245 мм; 5 м – высота цементного стакана, 0,125 м3 – объём цементной отмостки; 1,231 т – расход сухого цемента на приготовление 1 м3 цементного раствора. Согласно намеченной конструкции предусматривается спуск следующих обсадных труб ГОСТ 632-80: в интервале 0-10 м - трубы обсадные 245 мм х 10.0 Д; в интервале 0-50 м - трубы обсадные 168 мм х 8.9 Д. Интервал установки фильтра выбирается по результатам ГИС, (ориентировочно 20 – 45 м) длиной 25 м. В конце фильтровой колонны устанавливается отстойник длиной 5 м из глухих труб. Тип фильтра – дырчатый с круглой перфорацией и проволочной обвивкой. Диаметр перфорационных отверстий – 20 мм, количество отверстий на погонный метр – 480 (обеспечивается скважинность 28%), расстояние между центрами отверстий по окружности – 42 мм, расстояние между центрами отверстий по длине трубы – 25 мм, расположение отверстий – в шахматном порядке. Проволока навивается с зазором, который определяется гранулометрическим составом вмещающих пород. 207 20.3.4 Промывка скважины перед каротажем и креплением Для освобождения скважины от шлама и обеспечения прохождения каротажных приборов производится промывка скважины с помощью бурового насоса в течение двух циклов. Промывка производится перед спуском обсадных труб и каротажем. Затраты труда на промывку перед спуском обсадных колон учтены нормами по СУСН-5 табл. 49-1-1. 20.3.5 Геофизические исследования в скважине Комплекс геофизических исследований направлен на уточнение и литологическое расчленение геологического разреза, оценки глинистости и коллекторских свойств пород в целях правильного выбора интервала установки рабочей части фильтра. В скважине проводится основной комплекс ГИС, включающий электрический каротаж (методом КС и ПС), резистивиметрия, расходометрия и гамма-каротаж. Кроме того, дополнительно предусматривается НГК. В настоящем разделе определяются только затраты времени на проведение ГИС в скважине для определения сметных затрат буровой бригады (без переезда и недозагрузки отряда). Ниже в табл. 20.10 приводится расчет затрат времени. Таблица 20.10 – Расчет затрат времени № пп 1 2 3 4 5 6 7 8 Вид работ Стандартный каротаж Дополнительные методы, НГК Расходометрия и резивистиметрия Один зонд КС и ПС Поправка на низкую температуру (в соотв. с табл. 3, стр.6,8,9 ) Подготовительно-заключительные работы на базе Переезд на расстояние 80 км (в оба конца) Затраты времени на профилактические работы Итого, отрядо-смен Ед. изм. Объем работ Нормы времени 1000 м 0.5 1000 м 0.5 1000 м 0.5 1000 м 0.5 Норматив-ный документ СУСН-3 часть 5 т. 9 Норма времени на ед. работ Поравоч-ный коэффициент Всего затрат времени, отр-см. 2,5 1,44 0.7 0.35 1 1 1 0,125 0.072 0.035 0.018 т. 3 1,308 1 выезд 1 т. 6 0.119 1.1 0.131 100 км 1,6 т.7 0.42 1 0,672 отрсм/мес п.28 2 4,36 208 20.3.6 Гидрогеологические работы Опытные гидрогеологические работы заключаются в проведении опытной одиночной откачки из скважины для определения гидрогеологических параметров водоносного горизонта, установления зависимости дебита скважины от понижения динамического уровня воды во времени, установления соответствия фактического дебита скважины заявленной потребности, а также для определения качества воды. После спуска фильтровой колонны производится промывка скважины чистой водой с целью удаления из нее и призабойной зоны бурового раствора и его фильтрата, очистки пор горных пород от глинистых частиц и шлама. Очистка скважины производится до полного осветления воды (ориентировочно 5-6 объемов скважины). После восстановления естественной водоотдачи горизонта производится опытная откачка. Откачка выполняется эрлифтом по общепринятой в гидрогеологии методике. Опытная откачка выполняется при двух-трех понижениях уровня до установления стабильного режима притока воды в скважину (продолжительность не менее 2 суток на каждом понижении), а затем при установившемся режиме – не менее суток. Дебит воды на минимальном понижении должен быть примерно равен заявленному водопотреблению, а на максимальном понижении – на 25 – 30% больше проектного. Дебит воды замеряется ежечасно объемным способом. В начальный период откачки замеры уровня производятся через 1, 2, 3, 5, 10, 30 минут, затем через каждый час. В конце каждого режима отбираются пробы воды на общий (сокращенный) химический анализ, а в конце последнего режима – также пробы воды на определение санитарно-гигиенических показателей. После окончания откачки производятся наблюдения за восстановлением уровня до статического. Для отвода откачиваемой воды от устья скважины предусматривается прокладка водоотвода длиной 50 м из труб 108 мм. 20.3.7 Ликвидационный тампонаж скважин Ликвидационный тампонаж скважин на воду производится для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов через скважину. Ликвидационный тампонаж скважин, производится в соответствии с инструкцией “Правила ликвидационного тампонажа буровых скважин различного назначения, 209 засыпки горных выработок и заброшенных колодцев для предотвращения загрязнения и истощения подземных вод “ М., 1968 г. и предусматривает следующие мероприятия: - извлекаются из скважины на поверхность для повторного использования водоподъемная, а также, по возможности, фильтровая колонна; - ствол скважины в пределах водоносного слоя (слоев) засыпается чистым промытым песком; а в пределах водоупора тампонируется глиной. Объем песка берется равным объему ствола скважины в пределах водоносного слоя; - вся вышележащая часть скважины до устья заливается цементным раствором. Цементный раствор плотностью 1820 кг/м3 готовится из цемента ПЦТ-I-50 при водоцементном факторе 0,5. Необходимое количество цемента с учетом 10 м колонны 245 мм и коэффициента потерь на затворение Кп= 1,05 составит: Q = 1,05 х 1,231 х (0,040 х 10 + 0,037 х 5) = 0,76 т где 0,040 – объем 1 п.м. труб 245 мм, м3; 0,037– объем 1 п.м. открытого ствола, пробуренного долотом 215,9 мм, м3. 20.4 Работы по составлению паспорта скважины После завершения буровых, гидрогеологических работ и получения результатов лабораторных анализов на скважину составляется паспорт. В паспорте приводятся геолого-гидрогеологическая характеристика разреза скважины, результаты геофизических, гидрогеологических работ, качественный состав подземных вод и рекомендации по их эксплуатации. 20.5 Наблюдение за составом подземных вод Наблюдение за составом подземных вод производится путем отбора проб воды из трех наблюдательных скважин (две контрольные, одна фоновая). Скважины расположены следующим образом: 210 - одна контрольная скважина располагается вниз по уклону за границей буровой площадки; - вторая контрольная скважина располагается за границей буровой площадки в направлении ближайшего водотока; - третья скважина фоновая располагается в 50 м от буровой площадки вверх по уклону. Глубина наблюдательных скважин рассчитывается с учетом: ожидаемой глубины залегания первого от поверхности круглогодично существующего водоносного горизонта (около 0,5 м); необходимости наличия для отбора проб на химический анализ столба воды не менее 2 м; необходимости наличия отстойника глубиной 1-1,5 м; амплитуды сезонных колебаний уровня воды (опускание к концу зимней межени, в сравнении с летним периодом на 2–3 м). Таким образом, глубина наблюдательных скважин принимается не менее 5,5 м. На территории водной скважины обустроена площадка с твердым покрытием (ж/б плиты с заливкой стыков), предотвращающая попадание загрязняющих веществ с поверхности. 211 21 Перечень нормативных и руководящих документов Таблица 21.1- Перечень нормативных и руководящих документов № пп 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 18 Наименование инструктивного документа Задание на разработку проектной документации Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектносметной документации на строительство скважин на нефть и газ. М., ВНИИОЭНГ, 1987, 156 с. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., Госгортехнадзор России, 2003 г. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. М., 2000. HUGHES CHRISTENSEN. Каталог буровых долот «Инструкция по расчету бурильных колонн». 1998 «Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин» ВНИИБТ, 1986.84 с. «Инструкция по расчету колонн насоснокомпрессорных труб», 1999 «Инструкция по эксплуатации бурильных труб». ВНИИТнефть, Куйбышев, 227 с. «Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» ВНИИТнефть, Куйбышев, 1997.-194 с. «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность» ВНИИТнефть, М, 1999.35 с. «Руководство по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин» СНиП IV-2-82. Глава 2. Том 10. Сборник элементных сметных норм на строительные конструкции и работы. Сборник 49. Скважины на нефть и газ. Госстрой СССР, М., Металлургия, 1983, 248 с.) Сметные нормы времени на промысловогеофизические исследования в скважинах. М., ВНИИОЭНГ, 1995, 201 с. Сборник сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых, газоконденсатных, гидрогеологических объектов в разведочных, опорных, параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов. ВНИИОЭНГ, 1984, 44 с. Единые нормы времени на испытание разведочных и эксплуатационных скважин. М., НИИОЭНГ, 2000, 210 с. «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов» НПО ОБТ, М., 2002 Дата утверждения, название утвердившей организации ЗАО «СН Инвест» Номер раздела проекта Разд. 1, 2 ВСН 39-86 Мингазпром СССР приказ № 275 от 04.12.87 Разд. 1, 2 ПБ 08-624-03 Постановление от 05.06.03 № 56 Разд. 1 Номер, шифр инструктивного документа РД 39-00147001-7672000 Каталог - Разд. 1 - - Разд. 1 РД 39-0148052-514-86 14.01.86 Разд. 1 09.07.98 ГГТН России Разд. 1 26.04.90 МНП СССР Разд. 1 РД 39-013-90 Разд. 1 Разд. 1 10.03.98 ГГТН России 22.10.98 Газпром Разд. 1 СТО Газпром 2-3.2193-2008 19.12.2007 г. ОАО «Газпром» Разд. 1 СНиП IV-2-82 Госстрой СССР Разд. 2 ОАО «ВНИИОЭНГ» Разд. 1 ОАО «ВНИИОЭНГ» Разд. 1 ЕНВ ОАО «ВНИИОЭНГ» Разд. 1 РД 08-492-02 ФГПН России Разд. 1 212 Продолжение таблицы 21.1 № пп Наименование инструктивного документа 19 «Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции» Закон Российской Федерации «О пожарной безопасности» с изменениями в соответствии с Федеральным законом от 22.08.95 № 151-ФЗ, от18.04.96 №13-ФЗ Правила пожарной безопасности в Российской Федерации, 2003 г. СНиП IV-5-82. Приложение. Сборник единых районных единичных расценок на строительные конструкции и работы. Сборник 49. Скважины на нефть и газ. Часть 1. Раздел 1. Подготовительные работы к строительству нефтяных и газовых скважин (Госстрой СССР - М., Стройиздат, 1985, 155 с.) То же. Часть II. Раздел II. Строительные и монтажные работы (Госстрой СССР - М., Стройиздат, 1985, 416 с.) -»Часть III. Раздел III. Бурение и испытание на продуктивность скважин. Приложение. Транспортные работы (Госстрой СССР - М., Стройиздат, 1984, 176 с.) Прейскурант № 19-03. Оптовые цены на оборудование буровое, геологоразведочное и оборудование для добычи нефти и газа (М., Прейскурант, 1981, 256 с.) «Нормы бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты». М., 1999, том № 3, утвержденный постановлением Министерства труда и социального развития Российской Федерации Нормативные документы по водоохранным зонам рек 20 21 22 23 24 25 26 28 29 Базовые нормативы платы за выбросы, Методика определения предотвращённого экологического ущерба., С-П., 2000 г. 30 «Гигиенические требования к охране поверхностных вод» Минздрав России. М., 2000.-24 с. Полигоны по обезвреживанию и захоронению токсичных промышленных отходов. Основные положения по проектированию Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. М., 1999 г. 31 32 ГОСТ 13862-90 Дата утверждения, название утвердившей организации 28.06.90 г. Номер раздела проекта Разд. 1 № 69 - ФЗ 21.12.94 г. Разд. 1 ППБ-01-03 18.06.2003 г, МЧС России Разд. 1 ЕРЕР до 31.12.2003 г., далее ГЭСН Госстрой СССР Разд. 2 -- -- Разд. 2 -- -- Разд. 2 Прейскурант - Разд. 2 Постановление № 67 от 26.12.1997 г. Разд. 1 Номер, шифр инструктивного документа СанПиН 2.1.5.980-00 23.11.96 Постановление Разд. 3 № 1404 Правительства Российской Федерации Приказ Разд. 3 № 816 от 30.12.99 г. государственного комитета РФ по охране окружающей среды 22.06.2000 г. Минздрав Разд. 3 России СНиП 2.01.28-85 РД 08-254-98 213 Разд. 3 31.12.98 Госгортехнадзор России Разд. 1 Окончание таблицы 21.1 № пп Наименование инструктивного документа 33 «Сборник удельных показателей образования отходов производства и потребления» М., 1999 г. Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров (пластической вязкости, предельного динамического напряжения сдвига, показателя нелинейности, показателя консистенции, эффективной вязкости, динамического напряжения сдвига, статического напряжения сдвига) на ротационном вискозиметре «OFITE- 800» (США) Буровые растворы. Методика выполнения измерений коэффициента трения и предельного давления прочности смазочной пленки на тестере предельного давления и смазывающей способности 111 -00 «OFITE» (США) Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров (пластической вязкости, предельного напряжения сдвига, показателя нелинейности, показателя консистенции, эффективной вязкости, динамического напряжения сдвига) на высокотемпературном ротационном вискозиметре с программным управлением «OFITE-1000» (США) Буровые растворы. Методика выполнения измерений показателя фильтрации и константы скорости фильтрования при высоких температурах и давлении на тестере проницаемости модели 171-84 фирмы «OFITE» (США) Буровые растворы. Методика выполнения измерений показателя статической фильтрации на мини фильтр-прессе (175 мл) модели 170-01 фирмы «OFITE» (США) Буровые растворы. Методика выполнения измерений показателя динамической фильтрации на динамическом фильтрпрессе модели 170-50 фирмы «OFITE» (США) Буровые растворы. Методика выполнения измерений показателя фильтрации при высоких температурах и давлении на фильтр-прессе (500 мл) модели 171-01-С фирмы «OFITE» (США) 34 35 36 37 38 39 40 Дата утверждения, название утвердившей организации 02.12.99 Госкомитет РФ по охране окружающей среды Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2003 Номер раздела проекта Разд. 1 НД 00158758-252-2003 Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2003 Разд. 1 НД 00158758-258-2004 Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2004 Разд. 1 НД 00158758-259-2004 Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2004 Разд. 1 НД 00158758-260-2004 Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2004 Разд. 1 НД 00158758-261-2004 Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2004 Разд. 1 НД 00158758-262-2004 Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2004 Разд. 1 Номер, шифр инструктивного документа НД 00158758-251-2003 214 Разд. 1 22 Лист регистрации изменений и дополнений к проектной документации Таблица 22.1 Наименование и номер документа об изменении (дополнение) 1 Номер раздела, страницы, пункта, подлежащих изменению (дополнению) 2 Наименование докуменВходящий номер извета- обоснования внесещения и документа об ния изменений (дополизменении (дополнении) нений) 3 4 215 ПРИЛОЖЕНИЕ А – НАРЯД НА ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ РАБОТ 216 217 ПРИЛОЖЕНИЕ Б – ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИ НЫ 218 219 ô èëèàë OOO" Ãàçï ðî ì ÂÍ ÈÈÃÀÇ" â ã. Óõòà 4 3 5 6 2 1 3 4 2 ô èëèàë OOO" Ãàçï ðî ì ÂÍ ÈÈÃÀÇ" â ã. Óõòà 220 221 222 223 224 225 226 ПРИЛОЖЕНИЕ В – ПАСПОРТА МОБИЛЬНЫХ ЗДАНИЙ 227 228 229 230 231 232 233 234 235 Техническое предложение на поставку мобильной буровой установки МБУ 160. 1 Наименование. Область применения. Мобильная буровая установка МБУ160 предназначена для бурения ротором и забойными двигателями эксплуатационных и разведочных скважин в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от –45 до +45оС. Категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Условная глубина бурения скважины не более 3400 метров (при массе погонного метра бурильной колонны 28 кг). 2 Технические требования. Оборудование, входящее в состав МБУ160 транспортабельно, монтажепригодно и имеет блочное (модульное) исполнение. 3 Комплектность поставки. Комплектность поставки стандартной мобильной буровой установки МБУ160 соответствовует таблице 1. Таблица 1 Наименование 1 Блок подъемный 2 Основание буровое 3 Ротор Р-700 с переходной втулкой под 560 и клиньевым захватом пневматическим ПКР-560МУ-320 4 Вертлюг УВ-175МА 5 Труба ведущая 140×140, L=11,3м 6 Буровой рукав 76×35, L=18 м 7 Комплект штропов 8 Аппарель 9 Индикатор веса ИВЭ-50 10 Барабан перепуска талевого каната 11 Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей 12 Комплект сопроводительной документации 13 Ключ гидравлический АТТ-178СГ 14 Ключ гидравлический ГКШ-4000 236 Количество на установку, шт 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Подъемный блок Подъемный блок смонтирован на полноприводном шасси, обеспечивающем монтаж, привод механизмов и транспортирование навесного оборудования подъёмного блока МБУ160. В конструкции подъёмного блока предусмотрено: - вышка с балконом верхового рабочего и комплектом оттяжек; - крюкоблок; - лебёдка буровая с успокоителем талевого каната; - тормоз ленточный; - вспомогательный тормоз; - лебёдка вспомогательная электрическая; - гидравлическая система; - пневматическая система; - электрическая 220/380В и 24В; - пульт контроля и управления механизмами и системами подъемного блока; - тентовое укрытие лебедочного блока с освещением. Обеспечивается допускаемая нагрузка на крюке - не более 1569 кН (160тс). Привод буровой установки представляет собой комплекс двигателей, устройств и передач, предназначенный для привода лебедки, шасси, ротора, гидронасосов и других механизмов мобильной буровой установки. Привод верхнего оборудования и шасси буровой установки осуществляться как от одного двигателя так и от другого посредством переключения на один из двигателей. Управление приводами буровой установки осуществляется из кабины водителя и с места оператора. 237 Применена вышка двухсекционная, телескопическая, наклонная c открытой передней гранью и ограничителем подъема крюкоблока, ограничителем грузоподъёмности, звуковой сигнализацией выдвижения и посадки верхней секции вышки на затворы. Вышка имеет приспособление для крепления стояка манифольда, площадку для обслуживания стояка манифольда, балкон верхового рабочего с боковым тентовым укрытием и с устройством эвакуации верхового рабочего, лестницу – стремянку со страховочным приспособлением, для безопасного подъема и спуска верхового рабочего, приспособления для подвешивания машинных и гидравлического ключей. На вышке укреплена на видном месте табличка с надписями: - дата изготовления; - завод-изготовитель; - заводской номер вышки (буровой установки); - грузоподъемность (номинальная) вышки; - сроки следующего испытания (проверки технического состояния) вышки. Подъём вышки в рабочее (вертикальное) положение осуществляться гидроцилиндрами от дистанционного пульта управления. Выдвижение верхней секции вышки выполнено - одним гидроцилиндром одностороннего действия. Верхняя секция вышки свободно, без заеданий выдвигается вверх гидроцилиндром выдвижения и опускаться под действием собственного веса. Затворы вышки выдвигаются свободно, без заеданий. Талевая система состоит из: - талевого каната; - кронблока с роликами; - крюкоблока; - механизма крепления неподвижного конца талевого каната с обеспечением возможности перепуска. Талевая система обеспечивает возможность работы, как с верхним силовым приводом, так и без него. 238 Кронблок вышки имеет ролики для каната вспомогательной лебедки, ролики для каната монтажа-демонтажа балкона верхового рабочего, площадку для обслуживания кронблока и приспособления для замены блоков роликов. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств, установленных на вышке, исключают их самопроизвольное раскрепление и падение. К канатам прикладываются сертификаты предприятия-изготовителя канатов. Применён талевый канат МС-28-В-Т-1770 (180) ГОСТ 16853-88. Запас прочности каната не менее 3-х. Соединение канатов выполнено с применением коуша с заплеткой свободного конца или установкой не менее 3-х винтовых зажимов с расстояниями между ними не менее 6 диаметров каната. Применять сращенные канаты запрещается. Резка талевых канатов с использованием электросварки запрещается. Ходовой и неподвижный концы канатов под нагрузкой не касаются элементов вышки. Диаметр роликов талевого каната имеет кратность 25 диаметрам каната. Расположение роликов на кронблоке не допускает перекрещивание ветвей талевой системы при подъеме крюкоблока. Привод лебедки цепной. Расположение цепей лебедки - закрытый маслонаполненный корпус. Барабан лебёдки имеет канавку типа Лебус. Лебедка оснащена успокоителем талевого каната. Тормозные шкивы рассчитаны на стандартные, серийно выпускаемые колодки шириной 230 мм. Тормоза надежны и не допускают самопроизвольного движения груза и самого механизма. Установлен ограничитель грузоподъемности, обеспечивающий отключение привода лебедки и автоматическое включение тормозов при перегрузке. Тормозная система лебедки имеет пневмопривод для обеспечения торможения при срабатывании блокирующих устройств. Гидросиловая установка позволяет проводить монтажно-демонтажные работы, возможность подключения гидроприводного бурового ротора, работу гидроключа и гидрораскрепителей. Гидроцилиндры подъема вышки имеют устройства, исключающие падение вышки при аварии гидролиний. 239 Гидроаутригеры для установки подъемного блока на площадке у устья скважины имеют механические стопорящие устройства. Установлены на нижней секции вышки два гидрораскрепителя резьбовых соединений труб. Установлены две вспомогательные лебедки с гидравлическим приводом грузоподъемностью на крюке не менее 29,5 кН (3,0 тс). Пульт управления лебёдкой расположен на посту бурильщика. Аварийный привод обеспечивает работу в аварийном режиме лебёдки и аварийного компрессора обеспечивающего работоспособность пневмоуправлений и механизмов подъёмного блока. Пульт управления рабочими процессами располагается на посту бурильщика, снабжен защитным козырьком. Зона расположения пульта обеспечивает хорошую видимость устья скважины, перемещение крюкоблока. На пульте управления сосредоточены все необходимые для работы контрольноизмерительные приборы: - индикатор веса; - манометр давления бурового раствора; - индикатор крутящего момента ротора; - индикатор числа оборотов ротора; - индикатор скорости проходки; - расходометр на входе; - индикатор уровня в доливной емкости; - индикатор момента на ключе; - прибор контроля высотного положения талевого блока; - нагрузка на долото. Изготовителем системы измерения контроля параметров бурения является предприятие «В 1336» г. Пермь. 240 Управление включением и выключением ротора оперативно и не зависит от работы лебедки. Пневмосистема управления рабочими органами рассчитана на давление и расход воздуха штатного компрессора шасси. Гидросистема установки испытана созданием давления, на 25% превышающем рабочее. Пневмосистема установки испытана созданием давления, на 50% превышающим рабочее. Пневмосистема оснащена осушителем воздуха. Применяется стояк манифольда с рукавом, длиной не более 18 м для подачи промывочной жидкости. Стояк с номинальным диаметром проходного отверстия не менее 76 мм. Буровой шланг обмотан мягким стальным канатом диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0…1,5 м по всей длине. Концы каната крепятся к вышке и к корпусу вертлюга. Соединения между стояком, буровым шлангом и вертлюгом выполнено при помощи быстросъемных соединений. Рабочие площадки имеют настил, исключающий скольжение. Перила выполнены высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга и борт высотой 15 см образующий с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости. Расстояние между осями смежных стоек не более 2,5 м. Маршевые лестницы имеют уклон не более 60о, ширину не менее 65 см с расстоянием между ступенями по высоте не более 25 см, ступени с уклоном во внутрь 2 – 5о. С обеих сторон ступени имеется боковая обшивка не менее 15 см. Перила с 2-х сторон высотой 1 м. Расстояние между ступенями лестниц – стремянок не более 35 см. Предусмотрена возможность электрического обогрева места верхового рабочего и места бурильщика. Оборудование доступно для ремонта, обслуживания и замены. МБУ160 имеет электрические системы – основную и аварийную, выполненные во взрывозащищенном исполнении. Номинальное напряжение пита241 ния аварийного электропривода установки 380В. Номинальное напряжение питания электросети рабочего освещения 220В. Напряжение питания аварийных электросетей системы освещения установки – 24В постоянного тока. Освещенность буровых установок светильниками обеспечивает: - роторного стола – 100 лк; - пути движения талевого блока – 30 лк; - балкона верхового рабочего – 75 лк; - помещения лебедочного и насосного блоков превентора – 75 лк; - лестниц, маршей, переходов, приемного мостка – 10 лк. Светильники рабочего и аварийного освещения смонтированы на светодиодах и питаются от независимых источников. На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением конструктивно предусмотрено видимые элементы соединения защитного заземления и символ «Заземление». МБУ160 укомплектовано аптечкой медицинской, знаком аварийной остановки, порошковым огнетушителем, запасным колесом, инструментом для ремонта и обслуживания. Основание буровое Основание буровое - складное, шарнирное, типа «параллелограмм». Обеспечивает: - возможность монтажа приемного моста относительно рабочей площадки в трех положениях (вдоль рабочей площадки и под углом 90˚ с левой и с правой стороны). - суммарную допускаемую нагрузку на подроторные балки - не более 2509кН (256тс); - расстояние от земли до низа подроторных балок – 4,9 м. На основании устанавливается ротор, обогреваемые паром подсвечники, предусмотрено место под шурф, для возможности установки в шурф ведущей трубы 242 с вертлюгом, доливная емкость, с подогревом паром и уровнемером, объемом 6 м 3, помещение для обогрева буровой вахты обеспечивающее одновременное нахождение в нем 3-х человек, боковое укрытие основания металлическое 2,5м от пола. Основание оборудовано специальной тележкой для перемещения превенторов к скважине. Конструкция бурового основания предусматривает возможность монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или ее частей. Мост приемный Прицеп специальный тракторный – приёмный мост модели ПСТПМ - 1 выполнен на основе базового шасси модели 84703В. Комплектуется шестью приставными стеллажами с возможностью перестановки вдоль приемного моста для укладки бурильных труб длиной не менее 7 м и двумя маршевыми лестницами с перилами расположенными в районе нижней части наклонного желоба. Буровой ротор Конструкция ротора предусматривает: - цепной привод; - диаметр проходного отверстия стола ротора – 700 мм; - диаметр проходного отверстия стола ротора с переходной втулкой – 560 мм; - максимальный крутящий момент, кНм (кгсм): 35 (3 571); - максимальная частота вращения, с-1 (об/мин): 2,5 (150); - встроенный клиньевой захват с пневмоприводом для удержания на весу колонны бурильных труб. - допускаемую нагрузку на стол ротора и клиньевой захват не более 1569 кН (160 тс); Вертлюг Конструкция вертлюга обеспечивает: - замену уплотнения грязевой трубы без отсоединения отвода; - возможность работы с каротажным кабелем. 243 4 Показатели назначения (технические характеристики) Показатели назначения и характеристики должны соответствовать таблице 2. Таблица 2 Наименование параметра, характеристики 1 Подъемный блок 1.1 Допускаемая нагрузка на крюке, не более кН (тс) 1.2 Транспортная база - колёсная формула - радиус поворота по оси следа переднего внешнего колеса, м - радиус поворота по наиболее выступающей точке, м - клиренс, мм 1.3 Силовой привод: - количество приводов, шт. - мощность одного привода, кВт (л.с.) Значение параметра, характеристики 1569 (160) Платформа самоходная ПС7 14 × 12 19 21 400 двигатель Caterpillar C15 с автоматической коробкой передач Allison 4700 2 403 (540) 1.4 Вышка а) тип наклонная, телескопическая c открытой передней б) угол наклона гранью в) количество секций, шт. 3° 46 г) высота от земли до оси кронблока, м 2 д) длина поднимаемой свечи, м 37,2 е) емкость магазинов полатей верхового рабочего: 16,6; 18,6; 20; 21 - бурильных труб 114 и 127 мм, погонная длина, м - насосно-компрессорных и бурильных труб 73 и 89 мм, погонная длина, м 1.5 Талевая система а) оснастка б) тип оснастки в) диаметр талевого каната, мм г) наименьшая скорость подъема крюкоблока, м/с, не более д) наибольшая скорость подъема крюкоблока, м/с, не менее 244 3400 6800 5×6 параллельный 28 0,15 1,5 1.6 Лебедка а) тяговое усилие, кН (тс), не менее б) муфты включения в) количество тормозных шкивов г) активная площадь тормозных лент, м2 д) угол охвата шкива тормозной лентой е) усилие на рычаге тормоза, Н (кгс), не более 1.7 Вспомогательные гидроприводные лебедки а) допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс), не более б) давление в гидросистеме, МПа (кгс/см2), не более в) наибольшая скорость подъема крюка, м/с, не более г) давление холостого хода, МПа (кгс/см2), не более 1.8 Аварийный электрический привод а) напряжение питания, В б) мощность электродвигателя, кВт, не более в) частота вращения электродвигателя, с-1 (об/мин) г) скорость подъема крюкоблока, м/с, не менее д) допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс), не более 1.9 Тормоз гидравлический (вспомогательный) а) тип б) включение в) момент торможения на валу барабана лебедки при скорости опускания колонны 0,5 м/с, кНм, не менее г) установившаяся скорость спуска крюкоблока с грузом массой 96 т, м/с, не более 1.10 Раскрепитель резьбовых соединений а) количество б) тип в) максимальное тяговое усилие, кН (тс), не более г) давление рабочей жидкости, МПа (кгс/см2), не более д) рабочий ход штока, мм 245 160 (16,3) дисковые, фрикционные, пневматические 2 1,55 330º 245 (25) 29,5 (3) 11,8 (120) 0,3 0,98 (10) 380 55 25 (1500) 0,05 1569 (160) гидродинамический оперативное, дисковой пневматической муфтой 49,5 0,9 2 гидравлический 49 (5,0) 11,8 (120) 950 ± 20 1.11 Гидросистема монтажная а) давление, МПа (кгс/см2), не более 1.11.1 Гидроцилиндр подъема вышки а) количество, шт. б) давление рабочей жидкости, МПа (кгс/см2), не более 1.11.2 Гидроцилиндр выдвижения верхней секции вышки а) длина в сжатом состоянии, мм б) ход, мм в) давление рабочей жидкости, МПа (кгс/см2), не более 1.11.3 Аутригеры а) ход, мм б) давление рабочей жидкости, МПа (кгс/см2), не более 1.11.2 Гидроцилиндр выдвижения верхней секции вышки а) давление рабочей жидкости, МПа (кгс/см2), не более 1.11.3 Аутригеры а) ход, мм б) давление рабочей жидкости, МПа (кгс/см2), не более 1.12 Гидросистема привода рабочих органов а) количество гидронасосов, шт б) максимальная производительность гидронасосов (суммарная), м3/с (л/мин) в) максимальное давление в линии привода гидрораскрепителей и вспомогательной лебедки, МПа (кгс/см2), не более г) максимальное давление в линии привода гидроротора (гидроключа), МПа (кгс/см2), не более 1.13 Пневмосистема привода рабочих механизмов а) компрессор основной – рабочее давление, МПа (кгс/см2) б) компрессор аварийный – рабочее давление, МПа (кгс/см2) 1.14 Ограничитель подъема крюкоблока а) тип б) перебег, м, не более 246 15,7 (160) 2 15,7 (160) 14713 ± 20 14000 ± 20 15,7 (160) 500 ± 10 15,7 (160) 17,6 (180) 500 17,6 (180) 2 0,0063 (380) 11,8 (120) 19,6 (200) компрессор транспортной базы блока подъемного 0,6–0,8 (6–8) С415М 0,6–0,8 (6–8) электропневматическийический 2,5 в) минимальное расстояние до кронблока, м 1.15 Приспособление для страховки а) тип устройства б) допускаемая нагрузка, Н (кгс), не более 1.16 Устройство аварийной эвакуации верхового рабочего а) тип устройства б) допускаемая нагрузка, Н (кгс), не более 1.17 Ограничитель грузоподъемности - точность ограничения грузоподъемности 1.18 Освещение рабочее а) напряжение, В 1.19 Освещение аварийное а) напряжение, В 1.20 Аварийный останов двигателя а) тип останова 1 противовес, скользящий по ветровой оттяжке 1470 (150) самотормозящееся, с принудительным растормаживанием, эвакуация по специальной оттяжке 1470 (150) 5% 220 24 воздушная шиберная заслонка с электромагнитным приводом; включение с поста бурильщика б) управление в) продолжительность работы двигателя после включения останова, с, не более 1.21 Габаритные размеры в транспортном положении (без балкона), м, не более 1.22 Масса в транспортном положении, кг, не более 2 Буровой ротор Р-700 с ПКР (цепной привод) а) диаметр проходного отверстия стола ротора, мм б) диаметр проходного отверстия стола ротора с переходной втулкой, мм в) допускаемая нагрузка на стол ротора и клиньевой захват, кН (тс), не более г) максимальный крутящий момент на столе ротора, кНм (кгсм) д) максимальная частота вращения стола ротора, с-1 (об/мин) е) диаметры труб, захватываемых клиньевым за247 10 22,5 × 3,2 × 4,5 87 000 700 560 1569 (160) 35 (3571) 2,5 (150) 60; 73; 89; 102; 114; хватом – бурильных труб, мм 127; 140; 146; 168 168; 178 пневмоцилиндр двухстороннего действия – обсадных труб, мм ж) привод подъема клиньев з) габаритные размеры c клиньевым захватом, мм, не более и) масса ротора с ПКР, кг 3 Вертлюг а) допускаемая статическая грузоподъемность, кН (тс), не более б) диаметр проходного отверстия, мм, не менее в) номинальное давление промывочной жидкости, МПа (кгс/см2) г) габаритные размеры с переводником, мм, не более д) масса, кг, не более 4 Комплект штропов - допускаемая нагрузка на комплектную пару, кН (тс), не более - габаритная длина, мм 5 Индикатор веса 6 Труба бурильная ведущая квадратного сечения - сторона квадрата, мм - длина рабочей части, м 7 Рукав буровой а) рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более б) длина, м 8 Основание буровое а) максимальное расстояние от уровня земли до подроторных балок, м б) допускаемая статическая нагрузка на подсвечник, кН (тс), не более в) допускаемая нагрузка на подроторные балки, кН (тс), не более 2750 × 1545 × 1350 7015 УВ–175МА 1715 (175) 75 34,3 (350) 2850 × 1090 1650 1569 (160) 1850 Электронный ИВЭ-50 140×140 11,3 34,3 (350) 18 складываемое, тип параллелограмм 4,9 + 0,1 941 (96) 1569 (160) г) габаритные размеры основания бурового в развернутом (рабочем) положении, м, не более д) габаритные размеры основания бурового в транспортном положении, м, не более 248 13,9 × 9,3 × 9,8 е) способ транспортировки 11,1 × 3,2 × 3,6 трал, полуприцеп 9 Прицеп специальный тракторный – приёмный мост модели ПСТПМ – 1 а) транспортная база б) допустимая полная масса, кг, не более в) равномерно распределенная суммарная нагрузка на стеллажи приемных мостов, кН (тс) г) габаритные размеры в рабочем положении, м, не более 10 Аппарель а) число элементов сборной конструкции, шт б) габаритные размеры в рабочем положении, мм, не более в) масса, кг, не более 249 базовое шасси модели 84703В 15000 941 (96) 15,7 × 15,6 × 2,7 8 20140 × 6010 × 460 11905 5 Требования безопасности 5.1 Конструкция МБУ160, условия транспортировки, монтажа, демонтажа и эксплуатации отвечают правилам безопасности нефтегазодобывающей промышленности. 5.2 Правила транспортировки, монтажа, демонтажа и эксплуатации МБУ160, обеспечивающие безопасное ведение работ, подробно изложены в руководстве по эксплуатации. 5.3 Уровень звука на рабочих местах бурильщика и его помощников не превышает 85 дБА. 5.4 Усилия на рычагах управления не превышает: - тормоз лебедки - 25 кгс - остальные - 5 кгс 5.5 Все вращающиеся и подвижные элементы закрыты кожухами; заливные и сливные пробки, масленки окрашены красной краской с предварительной очисткой и грунтовкой. Узлы и части установки, представляющие опасность для обслуживающего персонала при работе и транспортировании, обозначены сигнальными цветами по ГОСТ Р 12.4.026: - желтым – крюкоблок, вертлюг, вращающиеся детали, ограждение платформы установки и рабочих площадок, крюк вспомогательной лебедки, водило и вращающиеся части ротора; - красным – кронблок, верхняя часть вышки 3 метра от рамы кронблока, затворы вышки, места подвода смазки, внутренние поверхности кожухов, ограждающие вращающиеся элементы. 5.6 Конструкцией МБУ160 предусмотрено: ограничитель грузоподъемности, ограничитель переподъема талевого блока, блокировка включения ротора при поднятых клиньях. 5.7 Все органы управления и приборы на посту управления снабжены долговечными табличками с четкими надписями, указывающими их назначение. 250 5.8 На комплекс оборудования распространяются ограничения при транспортировке по дорогам общего назначения. 5.8.1 Маршрут следования комплекса по дорогам общего пользования должен быть согласован с ГИБДД согласно инструкции о перевозке крупногабаритных и тяжеловесных грузов автомобильным транспортом. 5.8.2 Буксировка прицепов подъемной установкой не допускается. 5.9 Количество, расположение и углы видимости внешних световых приборов, применяемых в комплексе автомобилей и прицепов, при их перестановке или при установке монтируемого оборудования, удовлетворяют ГОСТ8769-75. 5.10 Полная масса блока подъемного и других блоков и распределение ее по осям транспортных средств не превышает величин, установленных заводамиизготовителями транспортного средства. 5.11 Тормозные свойства автомобиля и прицепов не нарушены установкой монтируемого оборудования. 6 Требования к маркировке и упаковке. 6.1 Покраска МБУ160 (подъемный блок, основание буровое) соответствует требованиям стандарта оформления производственных объектов ОАО «ННК». 6.2 К подъемному блоку буровой установки прикреплена табличка с указанием завода-изготовителя, наименование продукции, заводского номера и дата выпуска агрегата. 6.3 Секции вышки, крюкоблок, другие узлы, снимаемые с подъемного блока при отгрузке, маркируются порядковым номером буровой установки. 6.4 Другие блоки и изделия, поставляемые в составе буровой установки, маркируются порядковыми номерами их изготовления. 6.5 Блоки отправляются потребителю без упаковки. 6.6 Узлы и детали, которые могут быть повреждены при погрузке, транспортировке и хранении, а также ЗИП упаковываются в деревянные ящики. 6.7 Комплектующие изделия, не подвергаемые доработке или монтажу, поставляются в упаковке завода-изготовителя. 251 6.8 Все детали, узлы и запасные части, не имеющие защитно-декоративного покрытия, подвергаются консервации. 7 Требования к транспортировке и хранению. 7.1 Транспортирование установки производиться железнодорожным транспортом на открытом подвижном составе в соответствии с "Правилами перевозки грузов", "Техническими условиями погрузки и крепления грузов" и ГОСТ 22235, действующими на железнодорожном транспорте. 7.2 Легко снимающиеся и бьющиеся части установки (оптические приборы шасси и установки, манометры, сигнальные устройства и др.) снимаютя и упаковываться в закрытую тару. 7.3 Стекла кабины шасси защищены. 7.4 Количество топлива в баках шасси не более 15 л. 7.5 После погрузки установки вода из системы охлаждения двигателя автомобиля должна быть слита, клеммы аккумуляторов отсоединены. 7.6 Установка может транспортироваться своим ходом в соответствии с "Правилами дорожного движения" и «Инструкцией о перевозке крупногабаритных и тяжеловесных грузов автомобильным транспортом». 7.7 Перед транспортированием масляные ванны редукторов, трансмиссии, а также полости, смазываемые через пресс-масленки, заполненяются маслами и смазками соответствующих марок. 7.8 Условия хранения 7 (Ж1) по ГОСТ 15150. 7.9 При хранении более одного месяца рамы шасси и прицепов поддомкрачиваются для разгрузки колес. Резина колес должна быть защищена от прямого воздействия солнечных лучей. 7.10 Потребитель обязан периодически, но не реже, чем через шесть месяцев, контролировать состояние консервации и при необходимости, обновлять ее согласно «Руководству по эксплуатации». 8 Экономические показатели. 252 Монтажно-транспортные качества МБУ160 обеспечивають продолжительность цикла подготовительных работ (демонтаж, транспортировка, монтаж на новой точке) не более 7 суток при расстоянии переброски до 10 км. 9 Показатели надёжности, гарантии производителя Конструкция МБУ160 обеспечивает: - срок службы установки - 9 лет - гарантийный срок эксплуатации - 18 месяцев. 10 Разработчик, изготовитель МБУ160 - разработчик МБУ160 – ООО «ИК «Кунгурский машзавод» (г. Кунгур, Пермский край), - разработчик платформы самоходной ПС-7 – ООО «Техномаш» (г. Миасс, Челябинская область), - изготовитель – ОАО «Кунгурский машиностроительный завод» (г. Кунгур, Пермский край). 11 Технические характеристики оборудования входящего в состав мобильной буровой установки МБУ160 11.1 Циркуляционная система ЦС-215/160 ТУ 3661-002-9528567-2008 (где 215м3/ч- - пропускная способность; 160 м3 – полезный объем бурового раствора). ЦС обеспечивает четыре степени очистки: сито вибрационное ВС-01 (пропускная способность 130 м3/ч.); илопескоотделитель ИПС 2/300 (63л/с, размер удал. частиц 0,04); илоотделитель ИИС 6х2/100 (51,3 л/с, размер удал.частиц 0,025); Центрифуга. ЦС включает в себя: Наименование Состав блока Блока 1. Блок очист- Вибросито Первичное ВС-01 или ИВМ-1 ки бурового Вибросито СГЦУ ВС-01 или ИВМ-1 раствора Дегазатор бурового раствора Насос шламовый 253 Кол-во, шт 2 1 1 2 Агрегат воздушно-отопительный Вентилятор Центрифуга Полуприцеп / рамное основание Пескоотделитель типа ИПС Илоотделитель типа ИИС Емкость с паровым регистром Емкость для шлама Каркас с укрытием Подъемная лестница с ограждением Гидравлическая обвязка оборудования Электрическая обвязка оборудования Освещение 2. Блок приго- Механический перемешиватель МП товления рас- Гидросмеситель с воронкой твора Диспергатор Насос шламовый Центрифуга Агрегат воздушно-отопительный Вентилятор Полуприцеп / рамное основание Емкость с паровым регистром Тальферная балка г/п 2т. Каркас с укрытием Подъемная лестница с ограждением Гидравлическая обвязка оборудования Электрическая обвязка оборудования Освещение 3. Блок хране- Механический перемешиватель МП ния раствора Гидросмеситель / гидромониторный перемешиватель Агрегат воздушно-отопительный Вентилятор Полуприцеп / рамное основание Односекционная емкость с паровым регистром Каркас с укрытием Подъемная лестница с ограждением Гидравлическая обвязка оборудования Электрическая обвязка оборудования Освещение 4. Блок для Насос шламовый хранения Полуприцеп / рамное основание тех.воды Емкость с паровым регистром Электрическая обвязка оборудования 5. Конвейер шнековый КШ 6. Манифольд высокого давления типа МД 254 2 2 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 3 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 3 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Производство ЦС: ООО «ИждрилТехСервис» г.Ижевск 11.2 Две установки насосных УНР 475х32Д-02 (исполнение на полуприцепе). Установка насосная типа УНР 475х32 выполнена на базе трёхпоршневого насоса одностороннего действия типа 8Т-650 с приводом от дизельного двигателя Caterpillar, выполненная на полуприцепе. Характеристика насоса: - приводная мощность – 475 кВт; - максимальное давление – 32Мпа; - подача максимальная – 45 л/с; - габаритные размеры, ДхШхВ, мм: 13021х3000х3320 - масса – 29000 кг. Производство УНР: ООО «ИждрилТехСервис» г.Ижевск. 11.3 Две дизельные электростанции ЭД315-Т400-1РК производства ОАО «Электроагрегат» г.Курск. 255 Технические характеристики электростанции ЭД315-Т400-1РК Номинальная мощность, кВт Род тока 315 переменный, трехфазный Номинальное напряже- 400 ние, В Номинальная 50 частота, Гц Номинальный ток, А 570 Продолжительность работы при 100% нагрузке без дозаправки топливом, ч, не менее 6 Габаритный размер электроагрегата, мм 7750 х 2800 х 3550 Масса, кг, не более 10000 11.4 Два ключа машинных буровых КМБ 60-451 а) максимальный крутящий момент, кНм (кгсм) б) диаметры свинчиваемых и завинчиваемых труб (замковых соединений), мм в) допускаемое усилие на конце рычага, кНм (кгсм) г) габаритные размеры (ДхШхВ),мм 15606201040 д) масса, кг 60-451 80,3 (8000) 11.5 Гидравлический буровой ключ АТТ-178СГ Диапазон диаметров труб, свинчиваемых и развинчиваемых ключом, мм - бурильных - обсадных Габаритные размеры, (ДхШхВ), мм 210017001500 Масса, кг 89-178 114-178 11.6 Гидравлический ключ ГКШ-4000 Диапазон диаметров труб, свинчиваемых и развинчиваемых ключом, мм 256 88,3 (9000) 165 1900 - обсадных Габаритные размеры, (ДхШхВ), мм 20701100700 Масса, кг 11.7 Комплект штропов (2шт.) ШБД200-1800 11.8 Элеватор КМ-178-170. 11.9 Труба ведущая 140х140 с длиной рабочей части 11.3м 257 114-508 797 ПРИЛОЖЕНИЕ Г - РАСЧЕТ УРОВНЕЙ ШУМА НА РАБОЧИХ МЕСТАХ И В ПОМЕЩЕНИЯХ ВРЕМЕННОГО ПРОЖИВАНИЯ РАБОТАЮЩИХ (ВАГОН-ДОМИКИ) При проектировании площадки бурения предусматривается шумо- и виброизолиция рабочей площадки от редукторного помещения, силового и насосного блоков. Уровни шума и вибрации на рабочих местах должны соответствовать установленным санитарным нормам и гигиеническим нормативам (требования п. 6.2 СанПиН 2.2.3.1384-03 «Гигиенические требования к организации строительного производства и строительных работ», п. 3.11 «Санитарных правил для нефтяной промышленности» №4156-86). На территории площадки бурения (смотри генеральный план буровой площадки. М1:500) основными источниками шума являются: 1. Два силовых агрегата Caterpillar C15 расположенные в мобильной буровой установке МБУ160, комплектуются в шумопоглащающем всепогодном кожухе (ист. № 005, 006); 2. Два агрегата насосных Caterpillar 3412 расположенные на площадке под агрегаты насосные, комплектуются в шумопоглащающем всепогодном кожухе (ист. № 003, 004); 3. Два дизель-генератора АД 315-Т400-1Р расположенные на площадке под блок энергетический, комплектуются в шумозащитном кожухе (ист. № 001, 002). Карта-схема расположения источников шума представлена на рисунке 1. Уровни звука при полной нагрузке агрегатов представлены в таблице 1 на основании данных производителей оборудования. Таблица 1 – Уровни звука при полной нагрузке агрегатов Уровень звукового давления (дБ) при среднегеометрических частотах октавных полос, Гц Тип агрегата Силовой агрегат Caterpillar C15 в шумозащитном кожухе Агрегат насосный Caterpillar 3412 в шумозащитном кожухе Дизель-генератор АД 315-Т400-1Р в шумозащитном кожухе Уровень звука при полной нагрузке, дБА 63 125 250 500 1000 2000 4000 800 0 - - - - - - - - 79,5 / 1 м - - - - - - - - 76 / 1 м - - - - - - - - 80 / 1 м Предельно допустимые уровни звукового давления, уровни звука и эквивалентные уровни звука для основных наиболее типичных видов трудовой деятельно258 сти и рабочих мест приведены в таблице 2, в соответствие с СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки». Вагон-домики для работающих относятся к вахтовым жилым комплексам, предназначенным для отдыха персонала между рабочими сменами и являются местом временного размещения рабочего персонала. Такие объекты, как правило, не рассматриваются как места постоянного проживания населения, поэтому предельно допустимые уровни шума приняты как для помещения офисов. Рисунок 1 – Карта-схема расположения источников шума 259 Таблица 2 – Предельно допустимые уровни звукового давления, уровни звука и эквивалентные уровни звука для основных наиболее типичных видов трудовой деятельности и рабочих мест Виды трудовой деятельности, рабочее место Выполнение всех видов работ на постоянных рабочих местах в производственных помещениях и на территории предприятий Помещения офисов, рабочие помещения и кабинеты административных зданий, конструкторских проектных и научно-исследовательских организаций Уровень звукового давления (дБ) в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц Уровень звука, дБА 31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 107 95 87 82 78 75 73 71 69 80 86 71 61 54 49 45 42 40 38 50 Согласно требованиям п. 4.12 «Санитарных правил для нефтяной промышленности» определение предельно допустимого воздействия по шуму с учетом внешних условий проводилось по СНиП 23-03-2003 «Защита от шума» с использованием справочного пособия «Шум и вибрация в нефтяной промышленности. М. Недра, 1990». Для определения уровня шума на рабочих местах и мест проживания рабочих, произведен расчет программой Эколог-Шум, версия 1.0.3.125. В соответствии с проведенным расчетом установлено, что уровень шума рабочей зоны составит 56,61 - 74,16 дБА и не превысит предельно-допустимый уровень шума 80 дБА. Эквивалентный уровень звука для вахтового поселка 47,26 дБА, что также не превышает предельно-допустимый уровень шума 50 дБА. 260 261 262 263 264 265 266 ПРИЛОЖЕНИЕ З – ПАСПОРТ АНЦ 32/50 267 268 269 270 ПРИЛОЖЕНИЕ И – РУКОВОДСТВО ПО ПРОИЗ ВОДСТВУ ПОЛЕТОВ ООО АВИАПРЕДПРИЯТИЕ «ГАЗПРОМАВИА» 271 272 273 ПРИЛОЖЕНИЕ К – СХЕМА НАРУЖНЫХ КОММУНИКАЦИЙ 274
