Технология работы поликристаллических долот

ВВЕДЕНИЕ

Республика Оман расположена между Ираном и Аравийским полуостровом. Соединён Ормузским проливом с Оманским заливом, Аравийским морем и Индийским океаном. В Персидский залив впадают Тигр и Евфрат. Регион Оманского залива из-за богатых запасов нефти геополитически чрезвычайно важен.

Экономика Омана базируется на экспорте нефти. Ввиду уменьшения запасов нефти, власти Омана планируют диверсифицировать экономику — развивать добычу газа, металлургическую промышленность и туристический бизнес. Власти страны намерены вести приватизацию и повышать уровень образованности населения.

В 1961 году в Республике Оман было открыто крупнейшее по размерам месторождение нефти — Фахуд. Длина его 240 км, ширина 1602 км. Месторождение расположено на крупном поднятии Эль-Ахдар и объединяет ряд линейно вытянутых антиклинальных складок. Залежь нефти во всех этих складках единая, приурочена к известнякам и доломитам джолмудского возраста.

Дебиты нефти по большинству скважин изменяются от 750 до 1500 т/сут. Плотность нефти меняется от 0,845 до 0,865 г/см?. Запасы превышают 155 млн.т. Нефтяные скопления приурочены к известнякам свиты Асмари мощностью 250 м. Первоначальный водонефтяной контакт отбивался на отметке — 692 м, а первый газонефтяной контакт — 500 м.

Большинство залежей нефти и газа пластового сводового типа. Развиты литологически экранированные залежи нефти, обусловленные фациальной изменчивостью коллекторов нижнемеловых отложений.

1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА алмазный нефтеводоносность долото бурильный

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ Месторождение Фахуд в административном отношении расположено на территории округов Дахилия и Захира в Республике Оман.

В геоморфологическом отношении район работ находится на полуострове, окруженном Оманским и Персидским заливами, а также Аравийским морем. Рельеф участка слабо всхолмленный, незаболоченный.

Большая часть месторождения находится в зоне сухого тропического климата. Внутренние пустынные районы имеют среднюю температуру летом около плюс 32? С, зимой в районе плюс 27−29?С, при этом влажность воздуха доходит до 96%. При этом ночью в зимнее время температура может опускаться до нулевой отметки. Осадков выпадает не более 100 мм в год. Климат характеризуется долгими засушливыми периодами без дождей. Наименьшая среднегодовая температура наиболее холодного месяца (январь) плюс 25.8 °С., самого тёплого (июнь) плюс 37 °C. Абсолютный минимум температуры плюс 22 град. С, абсолютный максимум плюс 57 град. С, среднегодовая температура плюс 32 град. С, а среднее годовое количество осадков не превышает 100 мм. Проведение работ осложняется пустынными суховеями, которые приносит сухой антициклон со стороны Бахрейна. Редкие дожди — результат перемещения охлажденного воздуха с Средиземного моря через Объединенное Арабские Эмираты к северной и центральной части Республики Оман. В период с июня по сентябрь здесь, а также в южных районах дуют муссоны «Хариф» с Индийского океана, что приносит обильные осадки. Преобладающие направление ветра зимой юго-западное — западное, летом северное — северо-восточное, наибольшая скорость ветра 22 м/с. Географическое расположение района работ представлено на рисунке 1.

Рисунок 1 — География района работ

1.2 Геологические условия бурения Проектный литолого-стратиграфический разрез месторождения составлен на основе данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза с указанием интервалов, индексов и коэффициентов кавернозности приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1 — Данные стратиграфического деления разреза

На своде поднятия Эль-Ахдар глины I пачки уже на расстоянии 10 — 15 км к северо-западу от полосы максимального содержания алевритов переходят в глинистые алевролиты темно-бурого цвета с включением светло-серых алевритов и бурых глин. Одновременно с этим алевриты II пачки постепенно выпадают из разреза, замещаясь зеленовато-серыми алевролитовые глинами, а и отдельных скважинах, сливаясь с алевролитами I пачки.

Образование среднеи мелкозернистых песчаников с течениевыми текстурами интерпретируется как результат периодической разгрузки от муссонных дождей в пределах низких рельефных частей, характеризующихся доминированием спокойных условий седиментации.

Литологическая характеристика разреза приведена в табл. 1.2

Таблица 1.2 — Литологическая характеристика разреза скважины

Давление и температура по разрезу скважины приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 — Давление и температура по разрезу скважины

Наиболее крупными тектоническими нарушениями на площади месторождения Фахуд являются крутопадающие разломы северо-восточного и северо-западного простирания, являющимися основными структурами для миграции нефти.

Данные о физико-механических свойствах горных пород, слагающих нефтенасыщенные пласты, включая характеристику по пористости, проницаемости, карбонатности и абразивности (также приведена категория горной породы по промысловой характеристике) приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 — Физико-механические свойства горных пород

Возможные осложнения в процессе бурения скважины приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 — Виды возможных осложнений в процессе бурения скважин

1.3 Характеристика нефтеводоносности месторождения Исследования, проводимые в процессе бурения и при вызове притока на нефть, позволяют сделать следующие выводы о нефтеносности и водоносности месторождения Фахуд. Данные представлены в таблицах.

Характеристика водоносности приведена в табл. 1.6.

Таблица 1.6 — Водоносность месторождения Фахуд

Характеристика нефтеносности приведена в табл. 1.7

Таблица 1.7 — Нефтеносность месторождения Фахуд

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

2.1 Выбор и обоснование способов бурения Существуют следующие основные способы бурения:

а) роторный Основные преимущества роторного способа перед турбинным — независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи меньшими частотами его вращения.

Основной недостаток роторного способа бурения это быстрый износ бурильных замков, труб КНБК, а так же аварии.

Применение роторного способа бурения рационально только в тех случаях, когда производится:

* бурение скважин долотами диаметра менее 190,5 мм;

* бурение скважин с применением утяжелённых буровых растворов плотностью 1,7 — 1,8 г/см3;

* бурение в условиях высоких забойных температур (более 140 — 150С);

* бурение глубоких интервалов с минимальной частотой вращения долота;

* разбуривание мощных толщ пластичных глин.

Так как скважина имеет глубину 1740 метров, разрез её не требует применения утяжелённых буровых растворов, по нему не наблюдается высоких пластовых давлений, и забойные температуры на Мегионской площади не превышают 140 °C, можно сделать вывод, что от роторного способа бурения для строительства данной скважины следует отказаться.

б) гидравлическим забойным двигателем Бурение турбобурами рационально производить только в тех случаях, когда производится:

* бурение наклонно направленных скважин и бурение вертикальных скважин глубинной до 3000 м.

* бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140? С.

* использование буровых растворов, плотностью, менее 1,7 г/см?.

Исходя из вышеперечисленного (забойной температуры, глубины скважины, плотности раствора), предпочтение при бурении скважины на Приобской площади отдаётся турбинному способу бурения.

Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей и обвалов стенок скважин, так как бурение в данных геологических условиях идет по неустойчивым горным породам.

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины Обоснование и расчет конструкции скважины составляют один из основных разделов технического проекта на строительство скважины.

Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. Достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая её использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Она должна удовлетворять требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, которые были утверждены на территории республики Оман, а также требованиям по охране недр и защите окружающей среды.

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины При разработке конструкции скважины приняты во внимание следующие горно-геологические особенности строения разреза:

· нефтенасыщенные пласты залегают в интервалах 1370 — 1740 метров (здесь и далее глубины указаны по вертикали);

· хобирахская свита залегает в интервале 455 — 670 м;

· газонасыщенных пластов в разрезе нет;

· максимальная забойная температура — 92? С;

· коэффициент анормальности пластового давления не превышает величины 1,00;

· скважина вертикальная.

В соответствии с требованиями правил безопасности Республики Оман строится совмещенный график пластовых (поровых) давлений гидроразрыва пород с использованием геологического материала подраздела.

По совмещенному графику давлений выбираются зоны совместимости условий бурения и с учетом конкретных горно-геологических условий на месторождении с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварийных ситуаций при проводке и креплении скважин. Из графика совмещенных давлений видно, что интервалы несовместимых условий отсутствуют, следовательно, нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн. Принимается следующая конструкция скважины:

Ш Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м и цементируется до устья. Для перекрытия четвертичных отложений.

Ш Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 905 м и цементируется до устья. Такая глубина позволит избежать в дальнейшем осложнений и аварий.

Ш Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1740 м и цементируется до устья.

2.2.2 Обоснование и расчет профиля проектной скважины Скважины, у которых устье и центр круга допуска лежат на вертикальной прямой, являющиеся её проектным профилем, а отклонение ствола скважины от вертикали не превышает радиус круга допуска называются вертикальными.

Для скважин глубиной от 1250 до 1740 метров радиус круга допуска равняется 55 метров.

Для этого необходимо стабилизировать зенитный угол скважины на уровне 2 — 3?.

Для экономии времени и затрат на строительство поисково-оценочной скважины проектный профиль скважины выбирается вертикальный.

В процессе проводки скважины возможны следующие отклонения от проектного профиля на величины следующих значений:

Таблица 2.1 — Отклонение проектного профиля

2.3 Разработка режимов бурения Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузку на долото Gос, кН; частота вращения инструмента n, мин-1; расход промывочной жидкости Q, л/с; тип и качество циркуляционного агента.

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения В основу выбора типов долот должны быть положены физико-механические свойства горных пород таких как:

— твёрдость

— абразивность

— пластичность

— пористость и другие.

Опыт бурения на Джахабанской площади показывает, что бурение шарошечными долотами обеспечивает безаварийную проходку по всему разрезу скважины.

Применение долот с опорами типа В позволяет производить бурение турбинным способом из-за возможности выдерживать высокие скорости вращения и гидромониторные насадки Г позволяют использовать гидромониторный эффект для очистки поверхности забоя и частичного разрушения горной породы. У — маслонаполненные с автоматической подачей смазки, что увеличивает срок службы долота.

На основании изучения геологического материала и результатов геофизических исследований, а также данные о работе долот и параметров режима бурения по пробуренным на данной площади скважинам производится ориентировочный подбор типов долот по вооружению для литологически однородных материалов. Для данных геологических условий выбираем:

0 — 50 метров, породы мягкие абразивные слоистые: торфяники, суглинки, супеси и пески. Для турбинного бурения наиболее эффективно долото III 393,7 СГВУ

50 — 905 метров, породы мягкие абразивные слоистые: глины. Для турбинного способа бурения наиболее эффективно долото III 295,3 МСЗ-ГНУ

905 — 1740 метров, порода мягко-средняя абразивная слоистые: пески, глины, алевролиты, выбираем долото III 215,9 МЗ-ГВ

2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото Осевая нагрузка, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрения элементов долота в горную породу. С повышением осевой нагрузки, увеличивается эффективность разрушения, а наиболее эффективный процесс разрушения горной породы наблюдается в том случае, когда осевая нагрузка обеспечивает напряжение на контакте долота с горной породой превышающее значение ее твердости.

Осевая нагрузка для всех интервалов рассчитывается по статическому методу, затем расчётное значение сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота и принимается осевая нагрузка в пределах вычисленных величин. Все расчёты проводятся по.

Осевая нагрузка на долото Gос для каждого интервала бурения рассчитывается по формуле:

Gос = go * Дд, тс (2.1)

где go — удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, кгс/см;

Дд — диаметр долота, см.

Значения удельных нагрузок:

· для пород категории М, go = 250 кгс/см;

· для пород категории МС, go = 700 кгс/см;

· для пород категории С, go = 850 кгс/см.

Расчётное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от (Gдоп) допустимой по паспорту долота. Данное условие проверяем из неравенства:

Gос < 0,8 * Gдоп, (2.2)

В интервале бурения под направление от 0 до 905 метров осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле (1), здесь удельная нагрузка (go) принимается 250 кгс/см.

Gос = 250 * 29,53 = 7382,5 = 7,4 тс.

В интервале бурения от 905 до 1740 метров осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле (2.1), здесь удельная нагрузка (go) принимается 700 кгс/см.

Gос = 700 * 21,59 = 15 113 = 15,1 тс.

Расчётное значение осевой нагрузки проверяется из неравенства (2.2):

· для интервала 0 — 905 метров Gдоп= 30 тс [2], Gос < 0.8 * 30 = 24 тс. Условие выполняется, следовательно, Gос на этом интервале принимается равной 7,4 тс;

· для интервала 905 — 1740 метров Gдоп= 25 тс [2], Gос < 0.8 * 25 = 20 тс. Условие выполняется, следовательно, Gос на этом интервале принимается равной 15,1 тс;

2.3.3 Расчёт частоты вращения долота Частота вращения шарошечных долот рассчитывается для всех типоразмеров долот по следующим трём показателям:

· рекомендуемой линейной скорости на периферии долота;

· продолжительности контакта зубьев долота с горной породой;

· стойкости опор долота.

Все ниже перечисленные расчёты производятся по.

Расчёт по рекомендуемой окружной скорости на периферии долота.

Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле:

n = (60 * Vокр) / (? * Дд), об/мин (2.3)

где n — расчётная частота вращения долота, об/мин;

Vокр — окружная скорость для шарошечных долот, м/с;

Дд — диаметр долота, м.

Окружная скорость выбирается в зависимости от твёрдости горной породы:

— для пород категории М, Vокр = 2,8? 3,4 м/с;

— для пород категории С, Vокр = 1,8? 2,8 м/с;

На интервале бурения от 0 до 905 метров, для долота III 295,3 МСЗ-ГНУ окружная скорость (Vокр) принимается равной 3,4 м/с. Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле (2.3):

n = (60 * 3,4) / (3,14 * 0,2953) = 194,1 = 220 об/мин На интервале бурения от 905 до 1740 метров, для долота III 215,9 МЗ-ГВ окружная скорость (Vокр) принимается равной 2,8 м/с. Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле (2.3):

n = (60 * 2,8) / (3,14 * 0,2159) = 247, 8 = 248 об/мин Расчёт частоты вращения по продолжительности контакта зубьев долота с горной породой.

Частота вращения долота рассчитывается по формуле:

n = 0,6 * 105 * dш / (?min * z * Дд), об/мин (2.4)

где n — частота вращения долота, об/мин;

dш — диаметр шарошки долота, м;

Дд — диаметр долота, м;

z — число зубьев на периферийном венце шарошки;

?min — минимальное значение времени контакта зубьев долота с горной породой;

dш / Дд = 0,6? 0,7 принимаем среднее значение равное 0,65.

Число зубьев на периферийном венце шарошки (z) для долота III 295,3 МСЗ-ГНУ равно 22, а для долот III 215,9 МЗ-ГВ и III 215,9 С-ГВ оно равно 18.

Минимальное значение времени контакта зубьев долота с горной породой (?min):

· для упруго пластичных пород равно 5? 7 мкс;

· для пластичных пород равно 3? 6 мкс;

· для упруго хрупких пород равно 6? 8 мкс;

· для хрупких пород равно 8? 10 мкс.

Для интервала 0 — 905 метров принимаем? min = 6 мкс, а число зубьев на периферийном венце шарошки (z) равно 22. По формуле (2.4):

n = 0,6 * 105 * 0,65 / (6 * 22) = 295 об/мин Для интервала 905 — 1740 метров принимаем? min = 7 мкс, а число зубьев на периферийном венце шарошки (z) равно 18. По формуле (4):

n = 0,6 * 105 * 0,65 / (7 * 18) = 309,5 об/мин Расчёт по износу опор долота.

Здесь частота вращения долота рассчитывается по формуле:

n = To / (0.02 * (? + 2)), об/мин (2.5)

где n — частота вращения долота, об/мин;

To — потенциальная стойкость опор долота, час;

To = 0,0935 * Дд (2.6)

где Дд — диаметр долота, мм;

? — коэффициент, учитывающий свойства горных пород:

· для пород категории М? = 0,7? 0,9;

· для пород категории С? = 0,5? 0,7;

· для пород категории Т? = 0,3? 0,5.

Интервал бурения 0 — 905 метров сложен породами категории М, следовательно,? = 0,8. По формуле (2.5) рассчитываем частоту вращения долота для данного интервала:

n = 0,0935 * 295,3 / (0.02 * (0,8 + 2)) = 493 об/мин;

Интервал бурения 905 — 1740 метров сложен породами категории МС, следовательно,? = 0,7. По формуле (2.5) рассчитываем частоту вращения долота для данного интервала:

n = 0,0935 * 215,9 / (0.02 * (0,7 + 2)) = 373,8 об/мин;

Из всех значений выбираются меньшие:

0 — 905 метров n = 220 об/мин

905 — 1740 метров n = 248 об/мин Расчётная частота вращения долота не совпадает с частотой вращения турбобура, следовательно, необходимо применять редукторную вставку.

2.3.4 Выбор и расчет необходимого расхода очистного агента Режим течения бурового раствора является одним из управляющих факторов в процессе бурения.

Для каждого конкретного случая существует определённое значение расхода промывочной жидкости, кроме того, она является носителем энергии при использовании гидравлических забойных двигателей и буровых долот с гидромониторным эффектом. Таким образом, необходимо чтобы выбранный расход бурового раствора обеспечивал следующие функции:

· очистка забоя скважины от выбуренной породы;

· удаление продуктов разрушения по затрубному пространству на дневную поверхность;

· передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою;

· гидромониторный эффект при бурении долотами с гидромониторными насадками;

· препятствовать проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;

· способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины.

Расчёты в этом разделе ведутся по.

Рассчитывается расход промывочной жидкости по интенсивности очистки забоя скважины.

Q = k • Sзаб, л/с (2.7)

где k — коэффициент удельного расхода жидкости (0,03? 0,065 л/с);

Sзаб — площадь забоя скважины, см2.

Площадь забоя скважины рассчитывается по формуле:

Sзаб = 0,785 • Dд2, см2 (2.8)

В интервале бурения под кондуктор площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (2.8):

Sзаб = 0,785 • 29,532 = 684,53 см²

Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.7):

Q = 0,065 • 684,53 = 44,5 л/с В интервале бурения под эксплуатационную колонну площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (2.8):

Sзаб = 0,785 • 21,592 = 365,91 см²

Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.7):

Q = 0,065 • 365,91 = 23,8 л/с Рассчитывается расход промывочной жидкости по скорости восходящего потока.

Q = VВ • SК.П. •103, л/с (2.9)

где VВ — скорость восходящего потока, м/с;

SК.П. — площадь кольцевого пространства, м2.

Рекомендуемая скорость восходящего потока:

для пород категории М ~ 0,9? 1,3 м/с;

для пород категории С ~ 0,7? 0,9 м/с;

Площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле:

SК.П. = 0,785 • (Dд2 — dБ.Т.2), (2.10)

В интервале бурения под кондуктор принимается: dБ.Т. = 0,127 м, VВ=1,0 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.10):

SК.П. = 0,785 • (0,29 532 — 0,1272) = 0,0558 м²;

Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.9):

Q = 1,0 • 0,0558 •103 = 56 л/с.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается: dБ.Т. = 0,127 м, VВ = 0,9 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.10):

SК.П. = 0,785 • (0,21 592 — 0,1272) = 0,0239 м²;

Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.9):

Q = 0,9 • 0,0239 •103 = 21,5 л/с.

Рассчитывается расход промывочной жидкости из условия создания гидромониторного эффекта.

Q = Fн • 7,5, л/с (2.11)

где Fн — площадь сечения насадок долота, см2;

Fн = m • (? • dн2) / 4, см2 (2.12)

где m — число насадок;

dн — диаметр насадок, см.

Площадь сечения насадок долота рассчитывается по формуле (2.12):

Fн = 2 • (3,14 • 1,22) / 4 = 2,26 см²

Расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.12):

Q = 2,26 • 7,5 = 17 л/с Рассчитывается расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама на поверхность.

Q = Vкр• Smax+ (Sзаб• Vмех• (?п — ?ж)) / (?см — ?ж), м3/с (2.13)

где Vкр — скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/с;

Smax — максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м2;

Sзаб — площадь забоя скважины, м2;

Vмех — механическая скорость бурения, м/с;

?п — удельный вес породы, г/см3;

?ж — удельный вес промывочной жидкости, г/см3;

?см — удельный вес смеси (шлам и промывочная жидкость), г/см3;

?см — ?ж = 0,01? 0,02 г/см3, принимаем? см — ?ж = 0,02 г/см3.

Задаются параметры:

Vмех = 0,05 м/с,

Vкр = 0,5 м/с,

?п = 2,3 г/см3.

В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается площадь забоя скважины:

Sзаб = 0,29 532 • 0,785 = 0,068 м²

В интервале от 905 до 1740 метров площадь забоя скважины будет равняться:

Sзаб = 0,21 592 • 0,785 = 0,036 м²

В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается максимальная площадь кольцевого пространства скважины:

Smax = (0,29 532 — 0,1272) • 0,785 = 0,0558 м²

В интервале от 905 до 1740 метров максимальная площадь кольцевого пространства скважины будет равняться:

Smax = (0,21 592 — 0,1272) • 0,785 = 0,0239 м²

В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается расход промывочной жидкости по формуле (2.13), (?ж = 1,15 г/см3):

Q = 0,5 • 0,0558 + (0,068 • 0,05 • (2,3 — 1,15)) / 0,02 = 0,22 м3/с = 22 л/с В интервале от 905 до 1740 метров расход промывочной жидкости будет равняться (?ж = 1,12 г/см3):

Q = 0,5 • 0,0239 + (0,036 • 0,05 • (2,3 — 1,12)) / 0,02 = 0,12 м3/с = 12 л/с Рассчитывается расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины.

Q = Smin • Vкп max, л/с (2.14)

где Smin — минимальная площадь кольцевого пространства, м2;

Vкп max — максимально допустимая скорость течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве, Vкп max = 1,5 м/с.

В интервале бурения под кондуктор принимается dБ.Т. = 0,127 м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:

Smin = 0,785 • (0,29 532 — 0,1272) = 0,0558 м²

В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается dБ.Т.=0,127 м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:

Smin = 0,785 • (0,21 592 — 0,1272) = 0,0239 м²

В интервале бурения под кондуктор расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (14):

Q = 0,0558 • 1,5 =0,084 м3/с = 84 л/с В интервале бурения под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.14):

Q = 0,0239 • 1,5 =0,036 м3/с = 36 л/с.

Рассчитывается расход промывочной жидкости для предотвращения прихватов инструмента.

Q = Smax • Vкп min, м3/с (2.15)

где Smax — максимальная площадь кольцевого пространства, м2;

Vкп min — минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве, Vкп min = 0,5 л/с.

В интервале бурения от 0 до 905 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.15):

Q = 0,0558 • 0,5 = 0,0279 м3/с = 27,9 л/с;

В интервале бурения от 905 до 1740 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.15):

Q = 0,0239 • 0,5 = 0,0119 м3/с = 11,9 л/с.

Расчет не допущения гидроразрыва пород.

Ргр = 0,0083 • Н + 0,66 • Рпл, (2.16)

где Н — глубина скважины, м;

Рпл — пластовое давление, МПа.

Принимаются плотность промывочной жидкости? ж = 1,2 г/см3, пластовое давление Рпл = 26,7 МПа.

Следовательно, по формуле (2.16):

Ргр = 0,0083 • 2700 + 0,66 • 26,7 = 40 МПа Давление в скважине рассчитывается по формуле:

Рскв = 0,1 • ?ж • Н, атм (2.17)

где ?ж — плотность промывочной жидкости, г/см3;

Н — глубина скважины, м.

Рскв = 0,1 • 1,2 • 2700 = 324 атм. = 32,4 МПа.

Так как Ргр? Рскв, значит гидроразрыва пород не будет.

Из всех расчетных значений расхода промывочной жидкости приведенных выше выбирают оптимальные (удовлетворяющие требованиям приведенным выше).

Расход уточняется при выборе типа забойного двигателя (исходя из необходимой подачи для его работы) и подачи насосов. Окончательный выбор производится при расчете гидравлической программы промывки скважины в п. 2.6.

2.4 Выбор бурового раствора и его обработка При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками (табл. 2.4) и невысоким значением показателем фильтрации (8 — 6 см³ за 30 минут).

При бурении под направление и кондуктор используется глинистый раствор. Для получения требуемых параметров он обрабатывается химическими реагентами. Ввод водного раствора КМЦ осуществляется во время циркуляции бурового раствора через всасывающую линию буровых насосов в течение двух циклов циркуляции. Ввод водного раствора гипана производится аналогично КМЦ, но в течение трех циклов циркуляции.

Бентонитовый глинопорошок при необходимости вводится во время циркуляции бурового раствора через глиномешалку.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющие обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который разбавляется технической водой до? = 1,05 г/см3 и обрабатывается химическими реагентами для достижения показателей свойств раствора, указанных в табл. 2.4. В дальнейшем происходит наработка естественного глинистого раствора при разбуривании глинистых отложений.

2.4.1 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется правилами безопасности при проведении бурильных работ на территории республики Оман.

Интервал бурения из-под кондуктора до глубины 1740 м является интервалом совместимых условий.

Для интервала от 0 до 900 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину 10 — 15%. Пластовое давление в этом интервале превышает гидростатическое на 0,01 МПа/м (РПЛ = 11,87 МПа).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна находиться в пределах 1,11 — 1,16 г/см3.

В интервале от 900 до 1740 м превышение должно составлять 5 — 10%. Пластовое давление, в этом интервале и далее, превышает гидростатическое на 0,0099 МПа/м (РПЛ = 24,74 МПа).

Следовательно, при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 900 — 1740 м плотность бурового раствора должна находиться в пределах 1,06 — 1,11 г/см3.

В интервале от 1590 м до проектной глубины скважины 1740 м превышение должно составлять 4 — 7%, (РПЛ = 26,72 МПа).

Следовательно, при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1590 — 1740 м плотность бурового раствора должна находится в пределах 1,05 — 1,07 г/см3 (допустимая? = 1,14 г/см3). Таким образом, при бурении из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены следующие интервалы: 900 — 1590 м; 1590 — 1740 м, плотность бурового раствора в которых выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а так же требований правил безопасности при проведении бурильных работ на территории республики Оман.

При бурении под эксплуатационную колонну репрессия составит:

?Р = 0,1 * (1,12 — 1) * 2700 = 32,4 кгс/см2, что не превышает допустимой.

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2-Типы и параметры промывочных жидкостей

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя В разделе 2.1. был выбран турбинный способ бурения. Выбор забойного двигателя производится в зависимости от конструкции скважины, глубины и геологических условий проводки скважины.

Выбираемый забойный гидравлический двигатель должен отвечать следующим требованиям:

· вращающий момент двигателя при его работе в условиях наибольшей мощности и КПД должен быть достаточным для вращения долота при заданной осевой нагрузке;

· диаметр и жесткость забойного двигателя должны соответствовать КНБК для достижения заданной траектории скважины;

· подача насосов, при которой двигатель работает в заданном режиме, должна удовлетворять условиям промывки скважины.

При выборе турбобура необходимо брать во внимание диаметр долота и номинальный момент на валу. Диаметр гидравлического забойного двигателя определяется из условия:

Dтб = 0,9 • Dд, мм (2.18)

где Dд — диаметр долота, мм.

Рассчитывается диаметр турбобура на интервале бурения от 0 до 905 метров по формуле (2.18):

Dтб = 0,9 • 295,3 = 265,7 мм;

Рассчитывается диаметр турбобура на интервале бурения от 300 до 1390 метров по формуле (2.18):

Dтб = 0,9 • 215,9 = 194,3 мм.

Номинальный крутящий момент (Мкр) на долоте рассчитывается по формуле:

Мкр = Муд • Gос, (2.19)

где Муд — удельный момент на долоте, Н•м / кН;

Gос — осевая нагрузка на долото, кН.

Муд =? • 1,2 • Dд, (2.20)

где? — опытный коэффициент, для шарошечных долот? равен 1 Н•м / кН;

Dд — диаметр долота, см.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 0 до 905 метров по формулам (2.19), (2.20):

Муд = 1 • 1,2 • 29,53 = 35,436 Н•м / кН;

Мкр = 35,436 • 74 = 2622,26 Н•м.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 905 до 1740 метров по формулам (2.19), (2.20):

Муд = 1 • 1,2 • 21,59 = 25,908 Н•м / кН;

Мкр = 25,908 • 184 = 4767 Н•м.

По полученным выше значениям выбираем турбобуры для соответствующих интервалов бурения.

Так как при бурении будут использоваться гидромониторные долота, следовательно, выбираются турбобуры шпиндельные, секционные потому что они выдерживают большие перепады и в них меньше потерь промывочной жидкости через уплотнительные элементы.

В соответствии с ГОСТ 26 673–90 для бурения интервала под кондуктор будет использоваться турбобур 3ТСШ — 240, а для бурения интервала под эксплуатационную колонну 3ТСШ1 — 195.

Технические характеристики гидравлических забойных двигателей приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 — Характеристика забойных гидравлических двигателей

2.6 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов Основными целями при вскрытии продуктивных горизонтов являются сохранение естественных коллекторских свойств пластов. При этом должны приниматься меры по предупреждению флюидопроявлений и поглащений промывочной жидкости.

Данные цели достигаются при соблюдении следующих условий:

· вскрытие пластов производить при циркуляции промывочной жидкости с минимальными закупоривающими способностями по отношению к коллектору и минимальной фильтрацией, для чего буровой раствор следует обрабатывать водорастворимыми полимерами (КМЦ, гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ — 10,11);

· вскрывать пласты с минимальным противодавлением на них со стороны столба промывочной жидкости за счет снижения его плотности до? = 1,12г/см3;

· снизить до минимально возможных параметры промывочной жидкости: условную вязкость (24 с), СНС (10/15 мгс/см2) и ДНС — для предупреждения гидроразрыва пласта. При этом должен обеспечиваться нормальный вынос выбуренной породы на поверхность;

· провести струйную обработку продуктивных пластов с помощью гидромониторного переводника;

До вскрытия продуктивного горизонта проводятся геофизические работы с целью стратиграфической привязки вскрываемого разреза и контроля состояния ствола скважины.

Перед вскрытием продуктивных пластов необходимо провести:

· обучение членов буровой бригады практическим действиям по ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов согласно «Инструкции практических действий буровых вахт в случае нефтегазопроявлений или внезапного выброса при бурении скважин на нефть и газ»;

· учебную тревогу.

Перед вскрытием продуктивных пластов буровой мастер обязан проверить работоспособность противовыбросового оборудования, результаты проверки занести в «Журнал технического состояния оборудования».

При проведении СПО с бурильными и обсадными трубами следует производить постоянный долив бурового раствора в скважину.

2.7 Обоснование критериев рациональной отработки долот Под показателем отработки долот подразумеваются данные которые позволяют оценить время работы инструмента. К таким данным можно отнести:

· проходка на долото;

· рейсовая скорость;

· механическая скорость бурения;

· стоимость одного метра бурения.

В зависимости от геолого-технических условий бурения могут быть применены те или иные критерии для оценки момента подъёма долота.

Проходка на долото позволяет судить о проделанной работе, измеряемой в единицах длины пробуренного ствола скважины. Для шарошечных долот проходка на долото как правило совпадает с проходкой за рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. При бурение мягких пород — проходка на долото максимальная, а при бурении более твердой породы — проходка на долото снижается.

Механическая скорость — является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связано с первыми двумя показателями.

Средняя механическая скорость определяется по формуле:

Vм=h/t, м/ч где h — проходка на долото, м;

t — время бурения интервала, ч.

Для определения рейсовой скорости проектируется критерий момента максимальной рейсовой скорости (Vр), м/ч.

Vр = hp / (tv + tспо), м/ч где hp — проходка за отрезок времени, м;

tv — время бурения, ч;

tспо — время спускоподъемных операций, ч.

Для расчёта максимальной рейсовой скорости на ведущей трубе ставится метка и по ней определяется количество метров пробуренных за определённый промежуток времени. Подставив данные, рассчитывается Vp. С течением определенного равного предыдущему интервалу времени заново рассчитывается Vp, учитывается, что hp равно уже сумме пробуренных метров за два интервала, а tv будет равно времени затраченному на бурение этих интервалов.

По определению максимальной рейсовой скорости можно судить о времени отработки долота. В зависимости от категории породы время отработки увеличивается или уменьшается.

2.8 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны Колонна бурильных труб обеспечивает подвод гидравлической мощности буровых насосов к долоту, забойному двигателю и забою скважины, передачу осевого усилия к долоту; доставку различного рода механизмов и устройств в заданные интервалы глубин при проведении геофизических исследований, аварийных работах и др. Она подвергается действию различных статических и динамических воздействий, при восприятии которых должна быть гарантирована безопасность и надежность ведения различных технологических процессов при строительстве скважин.

Бурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легко-сплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Конструкция бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией скважины.

Расчет бурильной колонны произведен по лицензионной программе.

Таблица 2.4 — Конструкция бурильной колонны

Ведущая труба.

Наиболее распространены ведущие трубы с квадратным сечением сборной конструкции. Поскольку диаметр труб 147 мм выбираем ведущую трубу со стороной квадрата 140Х140 мм.

Выбор компоновки низа бурильной колонны (КНБК).

Вследствие многообразия одновременно действующих причин, способствующих искривлению скважин, практически невозможно бурить их в строго вертикальном направлении. Поэтому все вертикальные скважины в той или иной степени искривлены.

Для успешной проводки вертикальной скважины наибольшее распространение получили КНБК, основанные на использование «эффекта отвеса» или принцип центрирования КНБК в скважине.

Существует несколько путей создания КНБК, удовлетворяющей поставленным условиям.

Первый путь — установка над долотом в одноразмерной колонне УБТ одного центрирующего приспособления. При этом можно увеличить нагрузку на долото без опасности возрастания зенитного угла на 20 — 50% по сравнению с одноразмерной колонной без центрирующего приспособления.

Второй путь — установка в одноразмерной колонне УБТ на оптимальных расстояниях от долота двух центрирующих приспособлений. При этом можно увеличить нагрузку на долото без опасности возрастания зенитного угла на 10 — 40% по сравнению с применением в одноразмерной колонне одного центрирующего приспособления.

Установка трех и более центрирующих приспособлений в одноразмерной колонне УБТ не дает уже ощутимого прироста нагрузки на долото и поэтому не рекомендуется к применению.

Делая выводы из выше перечисленного выбираем следующие компоновка бурильной колонны (табл. 2.5).

Таблица 2.5 — Компоновка бурильной колонны

3. ТЕХНОЛОГИЯ РАБОТЫПОЛИКРИСТАЛЛИЧЕСКИХ ДОЛОТ В настоящее время среди большого многообразия производителей буровых долот довольно трудно подобрать оптимальную программу для проводки скважин, которая позволит уменьшить сроки строительства скважин, увеличить механическую скорость бурения, а следовательно и уменьшить стоимость бурения в целом.

Целью данной работы является оценка экономической эффективности работы наиболее распространенных буровых долот, производителей: фирмы «Smith», «Security DBS», «Буринтех» и «ВБМ-сервис», на месторождении Фахуд.

3.1 Конструктивные особенности буровых долот основных производителей

3.1.1 Вооружение шарошечных долот Вооружение современных шарошечных долот представлено двумя большими классами: долото с фрезерованными стальными армированными твердосплавными зубьями и долото с твердосплавными вставными зубками.

Однако необходимо отметить, что в последние годы предпринимаются успешные попытки объединить преимущества обоих классов в одной конструкции. Примером этого являются долота, выпускаемые фирмой Reed по технологии PMC (Powder Metal Cutter), шарошки которых, выполненные методом порошковой металлургии, имеют зубья, по своей геометрии аналогичные фрезерованным, но полностью облицованные твердым сплавом типа ВК. Из-за сложности данная технология пока не получила широкого распространения, хотя достоинства ее очевидны.

Твердосплавное вооружение Твердосплавное вооружение современных шарошечных долот отличается большим разнообразием форм твердосплавных зубков и применением новых материалов для их изготовления, а также решениями по размещению зубков на поверхности шарошек.

Наряду с классическими клиновидной и конической формами зубков все более широкое применение получают зубки асимметричных форм (рис. 3.1).

Рисунок 3.1 — Вставные зубья шарошечных долот По принципу конструирования зубки «Нимр» отличаются от прототипа формой вогнутой и выпуклой граней. Передняя вогнутая грань имеет сферическую форму, что позволяет полнее использовать эффект черпака и повышает способность к шламоотделению, особенно при использовании долот в пластичных породах.

Наиболее критической зоной шарошечного долота являются периферийные (калибрующие) венцы его шарошек, которые должны не только разрушать поверхность забоя скважины, но и формировать ее диаметр. В долотах серии «Magnum» используются два новых решения этой проблемы:

1. Поликристаллические (с алмазным рабочим слоем на твердосплавной основе) зубки в форме асимметричного клина (рис. 3.2) объединяют способность алмазных зубков с плоской вершиной сохранять диаметр долота с породоразрушающим действием зубков клиновой формы.

Рисунок 3.2 поликристаллические асимметричные зубки периферийного ряда Проходка и механическая скорость бурения возрастают благодаря значительному снижению повреждения зубков из-за термического и абразивного износа по сравнению с обычными твердосплавными зубками. Использование в новых зубках алмазного слоя высокой плотности придает им устойчивость к ударным нагрузкам, сравнимую с твердым сплавом.

2. Дополнительные калибрующие венцы «Trucut». Такая конструкция вооружения разделяет функции каждого венца по разрушению породы, позволяя их оптимизировать. Зубки меньшего диаметра с алмазным покрытием, имеющие сферическую форму рабочей головки, выполняют основную работу по калиброванию стенки скважины. Увеличенный шаг позволяет зубкам более глубоко внедрятся в породу, увеличивая механическую скорость бурения, а большее пространство между зубками периферийного ряда способствует лучшей очистке забоя и удалению выбуренной породы. Меньшее фрезерующее действие на стенку скважины снижает износ зубков периферийного ряда, что позволяет выполнить их более агрессивной формы. Дополнительный ряд зубков, обрабатывающий стенку скважины, уменьшает скалывание и поломку предпериферийных зубков, вызываемых боковыми ударными нагрузками. В контакте со стенкой скважины находится большее число зубков, что уменьшает количество образующихся на стенке гребней породы и обеспечивает более плавное и стабильное вращение долота, положительно влияющее на увеличение долговечности его опор.

Дополнительные калибрующие венцы, оснащенные зубками остроклиновидной формы (аналогичными отечественным зубкам формы Г25) с рабочими кромками, ориентированными по окружности шарошки, используется в своих долотах и фирмой Smith (рис. 3.3).

Рисунок 3.3 — Вооружение долот типа GT

Такая конструкция вооружения, получившая название «технология GT» (Gage Trimmer), облегчает разрушение породы у стенки скважины, в результате чего больше энергии тратится на углубление забоя, что повышает механическую скорость бурения. Продольно размещенные зубки обладают эффектом «самозатачивания», что снижает износ корпуса шарошек и уменьшает эффект округления их калибрующих поверхностей, сохраняя эффективность работы вооружения по мере износа.

«Технология GT» также применяется и в долотах с фрезерованным вооружением. В этом случае дополнительные твердосплавные зубки располагаются на фрезерованных площадках между зубьями периферийных рядов шарошек (рис. 3.4).

Рисунок 3.4 — Вооружение GT долота с фрезерованными зубьями В зависимости от степени абразивности разбуриваемых пород зубки дополнительного калибрующего ряда могут выполнятся как твердосплавными, так и с рабочей головкой из поликристаллического алмаза, причем количество алмазных зубков может составлять от 33 до 100% от их общего количества. В этом случае алмазными зубками оснащаются и обратные конусы шарошек.

Фрезерованное вооружение.

Несмотря на то, что современные долота с твердосплавным вооружением в состоянии успешно разбуривать любые горные породы от мягких до очень крепких, фрезерованное вооружение долот продолжают находить широкое применение по двум основным причинам. Первая — это более высокая механическая скорость бурения в мягких и средне-мягких, малоабразивных породах, вторая — существенно более низкая стоимость по сравнению со штыревыми долотами.

Главная задача в совершенствовании фрезерованного вооружения состоит в повышении его износостойкости, что достигается применением новых наплавочных материалов и новых схем наплавки. Широкое применение в современных долотах получило усиление периферии и обратных конусов шарошек твердосплавными зубками, т. е. реализуется концепция комбинированного вооружения.

Вместо частичной наплавки боковых набегающих и (или) сбегающей граней зуба все ведущие фирмы-производители долот перешли на полную наплавку всех четырех граней и притупления зубьев достаточно толстыми (до 3 мм и более) слоями твердого сплава (рис. 3.5).

Рисунок 3.5 — Наплавка граней зуба Для лучшей защиты от износа наиболее уязвимых кромок зубьев фирма Hughes Christensen в своих долотах использует запатентованную геометрию зубьев с так называемым «обратным радиусом» (рис. 3.6), что позволяет на этих участках получать увеличенную толщину наплавки без нарушения геометрии зуба.

Рисунок 3.6 — Наплавка притупленного зуба Сходного результата фирма Smith Tool достигает за счет радиусных кромок зубьев и увеличения толщины наплавки притупления зуба.

Современные наплавочные материалы представляют собой сложные двух-четырехкомпонентные комбинации округлых зерен спеченного твердого сплава типа ВК, дробленых зерен карбида вольфрама (релита) и мелких зерен макрокристаллического карбида вольфрама, обладающих наибольшей износостойкостью. Для наплавки поверхности обратного конуса шарошек применяются смеси, состоящие, преимущественно, из макрокристаллического карбида вольфрама. Еще дальше в разработке наплавочных материалов продвинулась фирма Security DBS, применившая в качестве наплавочного материала зерна натуральных алмазов, облицованные твердым сплавом.

По заявлениям фирмы износостойкость нового наплавочного материала в 2−5 раз превышает износостойкость стандартной наплавки.

3.1.2 Опоры шарошечных долот Стойкость опор шарошечных долот всегда являлась основным фактором, определяющим их долговечность. Если износ вооружения долота приводит к падению механической скорости бурения и, в худшем случае, к остановке процесса углубления скважины, то преждевременный износ опоры часто вызывает аварийную ситуацию-оставление шарошек на забое. Затраты на ликвидацию аварии, как правило, превышают стоимость самого долота.

Если ранее было принято считать, что у нормально отработанного долота степень износа опоры должна соответствовать степени износа вооружения, то требования к надежности опор у современных шарошечных долот формулируются так: стойкость опоры долота всегда должна быть выше стойкости его вооружения.

Поэтому постоянные усилия разработчиков и изготовителей шарошечных долот направлены на конструирование и технологическое совершенствование опор с целью повышения их стойкости при обеспечении максимальной надежности.

Из всего разнообразия схем опор шарошечных долот в современных долотах большинство ведущих фирм-производителей используют, в основном, две. Первая из них — это классическая герметизированная опора на подшипниках скольжения по схеме «скольжение-шарик-скольжение», и вторая — герметизированная опора на подшипниках качения по схеме «ролик-шарик-ролик», обозначаемая «ВУ».

Компаниям Smith и Reed удалось создать работоспособную конструкцию подшипника с промежуточным элементом — разрезной плавающей втулкой, выполненной из никель-оловянистой (Smith) или бериллиевой (Reed) бронзы, имеющей двухстороннее серебряное покрытие (рис. 3.7).

Рисунок 3.7 — Конструкция опор типа «АУ» фирмы Smith

Современная тенденция снижение затрат на бурение скважин за счет повышения механической скорости бурения вызвала все большее применение высокооборотных забойных двигателей, в том числе турбобуров, частота вращения которых достигает 500 об/мин и более. Это потребовало разработки новых конструкций высокооборотных долот с герметизированными опорами. Опора на подшипниках качения современных долот, как правило, имеет большой роликовый подшипник, «утопленный» в шарошку. За счет этого увеличивается его диаметр и несущая способность, а отсутствие буртов на цапфе, имевших тенденцию к износу и разрушению с последующим перекосом и заклиниванием роликов, повышает надежность опоры. Осевую нагрузку в таких опорах обычно воспринимает упорный подшипник скольжения (упорный бурт), в котором может устанавливаться плавающая шайба.

Характерной особенностью подшипников современных опор является повсеместное применение роликов с модифицированным контактом. Это позволяет значительно снизить краевую концентрацию напряжений, характерную для цилиндрических роликов, приводящую к их преждевременному износу и разрушению.

3.1.3 Замковые устройства Несмотря на большое разнообразие замковых устройств, разработанных для опор шарошечных долот, по-прежнему, наибольшее применение имеет классическое замковое устройство в виде шарикового подшипника. Причем, если в долотах старых конструкций шариковый подшипник, кроме функции замка, воспринимал прямую осевую и радиальную нагрузки на опору, то в современных долотах он полностью разгружен от их восприятия. Осевая нагрузка обычно воспринимается подшипниками скольжения (упорный бурт, упорная пята), а радиальная — подшипниками скольжения или роликовыми подшипниками. Основная функция шарикового (замкового) подшипника — это восприятие обратной осевой нагрузки, отжимающей шарошку от стенки скважины, и ограничение осевого перемещения шарошки по цапфе лапы. Последнее особенно актуально в случае применения в опоре долота уплотнений торцового типа.

Из других замковых устройств, получивших применение в современных шарошечных долотах, необходимо отметить пружинное стопорное кольцо (Ring Lock) фирмы Hughes Christensen и резьбовое замковое устройство фирмы Reed.

Замковое устройство в виде пружинного стопорного кольца, преимущественно круглого сечения, было запатентовано фирмой Hughes Tool в начале 80-х годов и широко рекламировалось как альтернатива шариковому замковому подшипнику. Однако широкие промысловые испытания выявили недостаточную надежность подобного замкового устройства, особенно при повышенной частоте вращения долота. В настоящее время такие замковые устройства применяются фирмой Hughes Christensen лишь в долотах малого диаметра, для которых малые габариты данного замкового устройства по сравнению с шариковым подшипником более актуальны, чем в долотах большого диаметра.

Резьбовое замковое устройство фирмы Reed состоит из двух полуколец прямоугольного сечения со ступенькой, входящей в соответствующую канавку на цапфе лапы. Полукольца имеют наружную резьбу.

В шарошке выполнена ответная внутренняя резьба, в которую вворачиваются вложенные в канавку цапфы резьбовые полукольца. Фиксация полуколец на цапфе при наворачивании шарошки осуществляется при помощи специального инструмента, вводимого в отверстие со стороны спинки лапы, аналогичное отверстию под замковый палец в опоре с обычным шариковым подшипником. Затем это отверстие заглушают резьбовой пробкой или заваривают.

Для улучшения триботехнических характеристик подшипника скольжения, которым, по сути, является данное замковое устройство, резьбовые полукольца покрываются слоем серебра.

3.1.4 Промывочные устройства шарошечных долот Большинство шарошечных долот, выпускаемых различными фирмами мира, имеют две основные схемы промывки — центральную или боковую (гидромониторную). При этом стандартной является боковая промывка через сменные гидромониторные насадки. Вариантами боковой промывки является промывка через мини удлиненные и удлиненные (приближенные к забою) насадки. При этом мини удлиненные насадки, имея длину, в 2,5 — 4 раза превосходящую длину стандартной насадки, взаимозаменяемы с ними по посадочным размерам, т. е. в одно гнездо гидромониторного канала долота может устанавливаться как стандартная, так и мини удлиненная насадка. Как стандартная, так и мини удлиненные насадки производства зарубежных фирм изготавливаются, как правило, из вольфрамокобальтового твердого сплава, обеспечивающего необходимую износостойкость насадок даже в условиях прокачки через них скоростных потоков промывочной жидкости с большим содержанием абразивных частиц.

Максимально удлиненные насадки состоят из стальных приварных патрубков, подводящих промывочную жидкость к забою скважины, на выходе которых установлены стандартные или мини удлиненные твердосплавные гидромониторные насадки. Наружные поверхности патрубков, обращенные к стенкам скважины для предохранения от абразивного износа, как правило, армируются износостойкой наплавкой на основе карбида вольфрама или (и) твердосплавными зубками.

В долотах диаметром более 200 мм может применятся комбинированная промывка, сочетающие боковые и центральную гидромониторные насадки. Использование центральной насадки предотвращает налипание породы на шарошки (сальникообразование), обеспечивает лучшую очистку забоя, что приводит к повышению механической скорости бурения.

Нефтяные компании Омана применяют в некоторых своих долотах комбинированную промывку через патентованные удлиненные щелевые боковые насадки и трехщелевую центральную насадку, направляющие струи промывочной жидкости между шарошками. Щелевые насадки изготавливаются из специального износостойкого легированного чугуна.

Вариантом боковой промывки является асимметричная схема промывки с использованием двух мини удлиненных насадок. При этом гидромониторный узел на третей лапе долота отсутствует, что дает увеличение площади проходного сечения вокруг долота и способствует более эффективному выносу шлама.

При всем существующем многообразии вариантов крепления гидромониторных насадок наибольшее распространение получили три способа:

1. Пружинным кольцом (фирмы Hughes Christensen, Reed и Varel), при чем пружинное кольцо может устанавливаться, как открыто, у торца насадки (стандартный вариант), так и скрыто, в канавке насадки (вариант для осложненных условий бурения), что предохраняет его от размыва и выпадения.

2. Резьбовым переходником (фирма Smith).

3. Обводным шплинтом (гвоздем) — фирмы Security DBS,

4. Oman Oil Drilling.

Уплотненные насадки во всех случаях уплотняются резиновым кольцом круглого сечения.

3.2 Алмазный буровой инструмент Алмазные долота предназначены для бурения скважин сплошным забоем. На торцевой части рабочей поверхности алмазных долот алмазные режущие элементы установлены по определенной схеме таким образом, что разрушение забойной поверхности происходит от оси до стенки скважины. Разрушенная порода удаляется с забоя буровым раствором, который поступает из внутренней полости бурильных труб в промывочные каналы долота и под его торцевую поверхность.

Алмазный буровой инструмент (АБИ) в соответствии с требованиями ГОСТ 26 474– — 85 изготавливается пяти типов:

М — для бурения мягких пород;

МС — для бурения мягких пород с пропластками пород средней твердости;

С — для бурения пород средней твердости;

СТ — для бурения пород средней твердости с пропластками твердых пород;

Т — для бурения твердых пород.

По конструктивному исполнению АБИ подразделяются на инструмент матричного вида и со стальным корпусом. В АБИ матричного вида природные, синтетические и другие породоразрушающие элементы закреплены в износостойком матричном слое способом порошковой металлургии.

В АБИ со стальным корпусом породоразрушающие элементы из композиционного материала, изготовленного на основе природных, синтетических алмазов и алмазно-твердосплавных материалов в виде пластин и цилиндров, закреплены в стальном корпусе с помощью пайки или запрессовки.

Рисунок 3.8 — Алмазный буровой инструмент

3.3 Анализ работы долот при бурении под эксплуатационную колонну

3.3.1 Показатели работы долот фирмы «ВБМ-сервис»

Первым представителем алмазного бурового инструмента в моей работе является инженерное решение компании «ВБМ-сервис» — долото 215,9 МЗГВ.

Долото 215,9 МЗГВ — трех-шарошечное долото, опоры шарошек на подшипниках качения, промывка боковая, вооружение долота представлено вставными зубьями, 215,9 МЗГВ предназначено для бурения мягких абразивных пород. Стоимость долота 2420 $.

Таблица 3.1 — Показатели работы долота 215,9 МЗГВ

Как правило, долото 215,9 МЗГВ используется на первом долблении из-под кондуктора, и втором, до глубины 1500 м, геологический разрез на данном интервале представлен наиболее мягкими породами. Средняя механическая скорость по шести рейсам составила 38,5 м/ч. Средняя проходка на одно долото 489,5 м. Стоимость метра проходки в этом интервале составила 4,94 $.

Долото 215,9 СГВ — трех-шарошечное долото, с фрезерованными зубьями, с боковой промывкой, опоры шарошек на подшипниках качения, 215,9 СГВ предназначено для бурения средних неабразивных пород. Стоимость долота 1930 $.

Рисунок 3.9 — Долото 215,9 СГВ Суммарная проходка по 35-и рейсам равна 4313 м, расход долот 215,9 СГВ при бурении составил 35. Средняя проходка на долото составила 123 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 15,7 $, средняя механическая скорость в интервале 1600−3000 м составила 12,6 м/ч.

Долото FD 355 M (215,9) — лопастное долото предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Допустимая частота вращения 60−400 об/мин. Стоимость долота составляет 14 500 $.

Суммарная проходка по 7-и рейсам равна 8365 м, расход долот FD 355 M (215,9) при бурении составил 5,1. Средняя проходка на долото составила 1640 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 8,84 $, средняя механическая скорость в интервале 700−1200 м составила 13,8 м/ч.

3.3.2 Показатели работы долот фирмы «Smith»

Долото 215,9 PDC S91BHPX — поликристаллическое долото предназначено для направленного бурения мягких, средне-мягких пород. Режущая структура долота представлена пятью лопастями с 30 резцами: d-16мм (10шт.), d-19мм (20шт). Система промывки долота включает в себя 7 промывочных каналов для насадок серии 60N. Стоимость долота 55 350 $.

Таблица 3.2 — Показатели работы долота 215,9 PDC S91BHPX

Суммарная проходка по 7-и рейсам равна 1906 м, износ долота 215,9 PDC S91BHPX (215,9) при бурении составил 42%. Средняя проходка на долота составила 4500 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 12,2 $, средняя механическая скорость в интервале 900−1500 м составила 11,4 м/ч.

Долото 215,9 PDC M75LPX — поликристаллическое долото предназначено для направленного бурения мягких, средне-мягких пород. Режущая структура долота представлена пятью лопастями с 30 резцами: d-16мм (10шт.), d-19мм (20шт). Система промывки долота включает в себя 6 промывочных каналов для насадок серии 60N. Стоимость долота 51 250 $.

Таблица 3.3 — Показатели работы долота 215,9 PDC M75LPX

Суммарная проходка по 6-и рейсам равна 1010 м, износ долота 215,9 PDC M75LPX при бурении составил 22%. Средняя проходка на долота составила 4500 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 11,2 $, средняя механическая скорость в интервале 1700−3100 м составила 13,15 м/ч.

Долото 215,9 PDC М516LHX — поликристаллическое долото предназначено для направленного бурения мягких, средне-мягких пород. Режущая структура долота представлена пятью лопастями с 30 резцами: d-16мм (10шт.), d-19мм (20шт). Система промывки долота включает в себя 6 промывочных каналов для насадок серии 60N. Стоимость долота 51 580 $.

Таблица 3.4 — Показатели работы долота 215,9 PDC М516LHX

Суммарная проходка по 4-м рейсам равна 2109 м, износ долота 215,9 PDC М516LHX при бурении составил 47%. Средняя проходка на долота составила 4500 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 11,5 $, средняя механическая скорость в интервале 2000;3300 м составила 18,5 м/ч. Долото 215,9XR — 3-х шарошечное долото. Цена 12 000 $.

Таблица 3.5 — Показатели работы долота 215,9XR

Суммарная проходка по 7-и рейсам равна 1740 м, расход долот 215,9XR при бурении составил 2. Средняя проходка на долота составила 878,5 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 13,6 $, средняя механическая скорость в интервале 1200−1740 м составила 12,6 м/ч.

3.3.3 Показатели работы долот фирмы «Буринтех»

Долото ПК 215,9 М4 — 4-х лопастное поликристаллическое долото, предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Стоимость долота 8460 $.

Таблица 3.6 — Показатели работы долота ПК 215,9 М4

Суммарная проходка в интервале 500 -1600 м равна 2197, расход долот ПК 215,9 М4 в этом интервале 0,5. Средняя механическая скорость составила 46 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 1,9 $.

Суммарная проходка по 23-м рейсам в интервале 1800−2900 м равна 8604 м, расход долот ПК 215,9 М4 при бурении 4,5. Средняя проходка на одно долото составила 1912 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 4,42 $, средняя механическая скорость составила 18,2 м/ч.

Долото поликристаллического ПК 215,9 М5 — 5-и лопастное поликристаллическое долото, предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Стоимость долота 9700 $.

Таблица 3.7 — Показатели работы долота ПК 215,9 М5

Суммарная проходка в интервале 500−1900 м равна 4402, расход долот ПК 215,9 М5 в этом интервале 1. Средняя механическая скорость составила 42 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 2,2 $.

Суммарная проходка по 60-и рейсам равна 30 771 м, расход долот ПК 215,9 М5 при бурении 13. Средняя проходка на одно долото составила 2367 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 4,1 $, средняя механическая скорость в интервале 1500−2900 м составила 22,4 м/ч.

3.3.4 Показатели работы долот фирмы «Security DBS»

Долото 215,9 S84 °F — трех шарошечное долото, предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Стоимость долота 6000 $.

Таблица 3.8 — Показатели работы долота 215,9 S84F

Суммарная проходка по 33-м рейсам равна 9379 м, расход долот 215,9 S84 °F при бурении 9. Средняя проходка на одно долото составила 1042 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 5,7 $, средняя механическая скорость в интервале 2100−3200 м составила 9,1 м/ч.

Таблица 3.9 — Показатели работ буровых долот

3.4 Экономическая эффективность применения долот Строительство нефтяных и газовых скважин сложный технологический процесс. На строительство скважины оказывают влияние десятки геолого-технических условий, прогнозировать которые практически невозможно. Влияние всех этих факторов накладывают свой отпечаток при расчете экономической эффективности. Мною произведена попытка — создать упрощенную модель, в которой заложены только очевидные факторы при сравнительно равных остальных.

Внедрение новых долот с большей проходкой, повышенной механической скоростью бурения сокращают цикл строительства скважины.

Ввиду того, что в данной работе рассматривается применение новых долот при бурении под эксплуатационную колону Дк = 146 мм., экономический эффект будет рассмотрен в этом же интервале.

При первом долблении из-под кондуктора (h=753м) приходится разбуривать цементный стакан, ЦКОД и башмак предыдущей колонны, это может отрицательно сказаться на дорогих лопастных долотах, поэтому используется относительно недорогое долото 215,9 МЗГВ, фирмы ВБМ-сервис, которое имеет достаточно высокую проходку и механическую скорость в этом интервале.

Глубина после первых двух долблений:

h3=hK+2*hСРД м, (3.1)

где hK — глубина установки кондуктора, м;

hСРД — средняя проходка на долото м (см. табл. (7.2.12.));

2 — количество долблений.

H=753+2*489,5=1732 м.

Таблица 3.10 — Сравнительная стоимость бурения

Анализ полученных данных показывает, что наибольшую экономическую эффективность имеют долота производства фирмы «Буринтех» — ПК 215,9 М5 и ПК 215,9 М4, которые обеспечивая высокую механическую скорость, обладая высокой износостойкостью и относительно небольшой ценой, позволят уменьшить время строительства скважины на месторождении Фахуд на 64 часа.

Поинтервальная долотная программа на бурение эксплуатационной скважины на месторождении Фахуд представлена в табл. 7.3.2.

Таблица 3.11 — Типоразмеры долот по интервалам бурения

Основные выводы

1. В данной работе проведен анализ работ буровых долот на территории западной Сибири, наиболее распространенных мировых и отечественных производителей: фирмы «Smith», «Security DBS», «ВБМ-сервис» и «Буринтех».

2. Обладая высокой износостойкостью и работоспособностью лопастные поликристаллические долота обеспечивают повышенную механическую скорость бурения, сокращая цикл строительства скважины, а следовательно уменьшая себестоимость 1 метра проходки и повышая рентабельность предприятия .

3. Определен экономический эффект от использования отечественной фирмы «Буринтех» лопастных поликристаллических долот серии ПК 215,9 М5

4. Составлена поинтервальная долотная программа на бурение скважины на месторождении Фахуд.

4. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЛОПАСТНЫХ ПОЛИКРИСТАЛЛИЧЕСКИХ ДОЛОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ФАХУД

4.1 Аннотация Лопастные поликристаллические долота с двойным рядом вооружения 215,9 М-4 и 215,9 М-5 отечественной фирмы «Буринтех» предназначены для турбинного бурения пород средней твердости. Четырехлопастные долота уступают по проходке и механической скорости пятилопастным долотам 215, М-5

Экономический эффект применения долота 215 М-5 обеспечивается за счет повышения механической скорости проходки, при том, что четырехлопастные долота по проходке не уступают пятилопастным долотам за счет двойного ряда вооружения расположенного за основным рядом, но использование пятилопастных долот объясняется тем, что они более управляемы по сравнению с четырехлопастными.

4.2 Методика расчета Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта. В нем находят отражение частные показатели эффективности: производительность труда, фондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производства, показатели технического уровня производства и качества продукции. Показатель экономического эффекта (Эт) на всех этапах оценки мероприятия определяется как превышение стоимостной оценки результатов (Рт) над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов (Зт) за весь срок осуществления мероприятия (Т):

Эт = Рт — Зт (4.1)

При определении стоимостной оценки результатов и затрат по мероприятию возможны два основных направления.

Первое, когда использование мероприятия позволяет увеличить объем производимой продукции. В этом случае Рт представляет собой прирост произведенной продукции, оцененной в оптовых ценах предприятия. Зт складываются из затрат на производство дополнительной продукции и затрат на осуществление мероприятия.

Второе, когда использование мероприятия изменяет технико-экономические показатели существующего производства за счет его реконструкции, модернизации, изменения техники и технологии отдельных элементов производства, совершенствования его организации, управления и т. д. В этом случае, если не изменяется объем производимой продукции, то Рт выражают суммой, на которую уменьшаются затраты на производство продукции. При изменении объема производства величина учитывает изменение объема продукции в оптовых ценах предприятия. Величина Зт во втором варианте представляет собой стоимость всех ресурсов, израсходованных на реализацию мероприятия.

1) Расчет станко-месяцев:

(4.2)

где t — время в часах.

2) скорости бурения:

Механическая скорость бурения, м/ч

(4.3)

где — проходка, метры;

— время механического бурения, ч.

Рейсовая скорость бурения, м/ч

(4.4)

где — время механического бурения, час;

— время СПО;

— время наращивания.

Коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес.

(4.5)

где — календарное время бурения, ст-мес.

Техническая скорость бурения, м/ст.-мес.

(4.6)

где — производительное время бурения, ст-мес.

3) Расчёт проходки на долото, м/долото:

(4.7)

где — глубина скважины;

— число долот на скважину.

4) Годовой объём проходки:

Строительство скважин в год

(4.8)

где 8760 — часов в году;

— календарное время бурения.

Расчёт годового объема проходки, м

(4.9)

где — число скважин в год.

5) Налог на прибыль:

Налог на прибыль рассчитывается как произведение налогооблагаемой прибыли на ставку налога (20%):

(4.10)

где — налогооблагаемая прибыль, тыс. руб.;

— ставка налога, %;

6) Налог на имущество:

Налог на имущество рассчитывается как произведение основного и оборотного капитала на ставку налога (2,2%)

(4.11)

где — ставка налога на имущество, %;

— балансовая стоимость основных фондов по скважинам в году i, тыс. руб.;

— балансовая стоимость прочих основных фондов в году i, тыс. руб.

7) Чистая прибыль:

Чистая прибыль рассчитывается как разность между налогооблагаемой прибылью () и налогами на прибыль () и имущество ():

(4.12)

8) Экономический эффект бурения:

(4.13)

где — изменяющиеся эксплуатационные расходы на бурение скважин;

— годовой объем проходки.

4.3 Расчет экономического эффекта от использования алмазного долота с двойным рядом вооружения БИТ 215,9 М-5 по сравнению с алмазным долотом БИТ 215,9 М -4

Расчет выполнен на примере условий бурения на месторождении Фахуд. Расчет представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Исходные данные и расчет экономического эффекта

4.4 Расчет экономической эффективности Экономическая эффективность рассчитывается в таблице 4.2 и помогает наглядно предоставить данные об эффективности предложенного метода.

Таблица 4.2 — Расчет показателей бурения

Технико-экономические показатели бурения представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 — Технико-экономические показатели проекта бурения скважины на месторождении Фахуд долотами ПК

4.5 Графическая часть Графическая часть дипломной работы представлена диаграммами, где отражены следующие показатели: коммерческая скорость (Диаграмма 4.1), проходка на долото (Диаграмма 4.2), механическая скорость (Диаграмма 4.3) и себестоимость одного метра проходки (Диаграмма 4.4).

Диаграмма 4.1 Коммерческая скорость, м/ст.-мес.

Коммерческая скорость Проходка на долото Механическая скорость Себестоимость 1 м проходки

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Безопасность в рабочей зоне

5.1.1 Анализ опасных и вредных факторов Вопросам охраны труда в правилах техники безопасности Республики Оман отводится особое место. В ней говорится, что Республика Оман заботится об улучшении условий и охране труда, его научной организации о сокращении, а в дальнейшем и о полном вытеснении тяжелого физического труда на основе комплексной механизации и автоматизации производственных процессов во всех отраслях народного хозяйства.

В нефтяной и газовой промышленности при неправильной организации труда и производства не соблюдении мероприятий по проводке скважин возможны следующие опасности:

* Механические травмы;

* Поражение электрическим током;

* Пожары;

* Взрывы;

* Ожоги.

Также возможно появление следующих вредностей:

* Климатические условия;

* Шум;

* Вибрация;

* Повышенная освещенность;

* Запыленность и загазованность.

Механические травмы — возможны во время СПО, падения с высоты различных предметов, а также деталей вышки и обшивки буровой, недостатки в содержании рабочего места, отсутствие ограждений движущихся частей бурового оборудования, применение опасных приемов труда и т. д.

Поражение электрическим током — возможно из-за доступности прикосновения к токоведущим частям, отсутствия защитного заземления, не применения защитных средств при обслуживании электроустановок.

Пожары — возникают вследствие взаимодействия открытого огня с огнеопасными веществами (нефть, газ и т. д.), так как территория может быть замазучена.

Источниками пожара на буровой могут служить: короткое замыкание, перегрев проводки; открытый огонь; удар молнии; статическое электричество.

Взрывы — возможны:

* при наличии сосудов под давлением;

* при наличии источника зажигания (открытый огонь, короткое замыкание);

* Ожоги — возможны вследствие небрежного хранения и обращения с химическими реагентами, открытым огнем и горючими материалами, от электрического тока.

5.1.2 Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов Механические травмы. Для устранения причин возникновения механических травм необходимо все работы проводить согласно инструкции по технике безопасности, принятой на территории Республики Оман. Кроме того, необходимо:

* оградить вращающиеся части механизмов;

* обеспечить машинные ключи страховочными канатами;

* проводить своевременно инструктажи по технике безопасности.

* при ремонте должны вывешиваться знаки оповещающие о проведении ремонтных работ;

* весь рабочий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (касками, спецодеждой, рукавицами и т. д.)

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

* проведение плановых и неплановых проверок пусковых и тормозных устройств;

* при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом.

Буровая вышка должна быть обеспечена маршевыми лестницами (угол падения их не более 60°, ширина 0,7 м). Между маршами лестниц следует устроить переходные площадки. Расстояние между ступеньками по высоте не более 25 см, они должны иметь уклон внутрь 2?5°. С обеих сторон ступени должны иметь планки или бортовую обшивку, высотой 15 см. Пол должен быть сделан из рифленого металла, исключающего возможность скольжения.

В конструкции грузоподъемных механизмов обязательно должны быть предусмотрены системы защиты (блокировка, дублирование тормозов и т. д.), которые также подлежат испытанию.

Поражение электрическим током. Предупреждение на объектах электротравматизма достигается выполнением следующих мероприятий:

* обеспечение недоступности прикосновения к оголенным токоведущим частям, находящимся под напряжением;

* применение блокировочных устройств;

* применение защитного заземления буровой установки;

* применение изолирующих, защитных средств (резиновые перчатки, боты, инструмент с изолированными ручками) при обслуживании электроустановок;

* допускать к работе специально обученных лиц, имеющих группу по электробезопасности не ниже IV.

Расчет контура заземления.

Взрывы. Во избежание возникновения взрывов при производстве буровых работ необходимо:

* Все сосуды, работающие под давлением, должны быть испытаны на давление, превышающее рабочее с учетом коэффициентов запаса прочности, приведенных в табл. 4.1.1.

* Также должны быть установлены различные контрольно-измерительные приборы (манометры, датчики), защитная аппаратура и таблички, говорящие о величине давления, под которым находится сосуд.

* Необходимо постоянно следить за исправностью контролирующих приборов.

Ожоги. Для избежания ожогов от электрического воздействия необходимо изолировать все токоведущие части. Для того, чтобы избежать ожогов от химических веществ, необходимо эти вещества перемещать на тележках. Во избежание ожогов от открытого огня необходимо не замазучивать спецодежду и не подходить близко к источнику огня.

Климатические условия. Работа на буровой сопряжена с работой на открытом воздухе, что приводит к заболеваниям рабочего персонала. Для предупреждения заболеваний необходимо предусмотреть:

* Выдача спецодежды в зависимости от характера работ и времени года;

* Укрытие рабочих мест и места для обогрева;

* Чередование труда и отдыха;

* Запрет на работу при ненормальных метеоусловиях.

Шум. Шум на рабочем месте не должен превышать 85 дБА и соответствовать принятым требованиям. Для уменьшения шума на объекте используются как индивидуальные (наушники, вкладыши, шлемы), так и коллективные средства защиты. К коллективным средствам защиты относятся: пневмоударники, звукоизоляция и звукопоглощение, а также предусматривается установка кожухов и глушителей.

Вибрация. Для борьбы с вибрацией на объекте производят балансировку, установку амортизаторов, виброфундамент, увеличивают массу основания. При коллективных средствах защиты используют амортизационные подушки в соединениях блоков, оснований, эластичные прокладки, виброизолирующие хомуты на напорных линиях буровых насосов. В качестве индивидуальных средств защиты применяются: специальные виброгасящие коврики под ноги у пультов управления различными механизмами, виброобувь и виброрукавицы. Вибрация при частоте 16 Гц не должна превышать амплитуду 0?28 мм.

Освещение должно равномерно распределять яркость, быть постоянным во времени, без пульсации, иметь спектр близкий к естественному. На буровой используется естественное и искусственное освещение, а также предусмотрено и аварийное.

Нормы освещенности на рабочих местах должны иметь следующие значения:

* ротор — 100 лк;

* полати верхового рабочего — 50 лк;

* приемный мост — 30 лк.

Насосное помещение:

* пусковые ящики — 50 лк;

* буровые насосы — 25 лк.

Запыленность и загазованность. Для контроля запыленности и загазованности используют специальные приборы (газоанализаторы). Количество вредных примесей в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно-допустимых концентраций.

Для исключения нежелательных последствий от запыленности и загазованности используются: индивидуальные средства защиты (респираторы, противогазы) и коллективные средства защиты (вентиляция). Работа с вредными веществами должна выполняться в соответствии с установленными правилами, в России аналогичный ГОСТ называется ''Вредные вещества, классификация и общие требования безопасности''. Склад химреагентов необходимо располагать по розе ветров.

5.1.3 Пожарная безопасность Для непосредственного надзора за противопожарным состоянием на буровой перед началом бурения должна быть создана пожарная дружина из членов буровой бригады.

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

Территория буровой должна быть очищена от мусора и не следует допускать замазучивания территории. В целях предотвращения пожара на буровой запрещается:

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

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

Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения.

Противопожарные щиты должны располагаться: в насосной (у входа на буровую), в котельной, в роторном сарае и на складе ГСМ. На территории должны быть установлены пожарные щиты.

Каждый пожарный щит укомплектован следующим образом:

огнетушитель пенный — 2 шт;

лопата — 2 шт;

багор — 2 шт;

топор — 2 шт;

ведро — 2 шт;

ящик с песком — 1 шт;

кашма 2?2 м — 1 шт;

бочка с водой 200 л — 1 шт.

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

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

Для исключения возможного возгорания от статического электричества производится установка защитного заземления.

5.2 Охрана окружающей среды Учитывая, что нефтяная промышленность в силу своей специфики является отраслью загрязнителем, где все технологические процессы могут вызывать нарушение экологической обстановки, необходимо уделять большое внимание охране окружающей среды.

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

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

Охрана окружающей среды при бурении и креплении скважины. На данном этапе строительства скважины должны выполняться следующие мероприятия:

* с целью предотвращения в аварийных ситуациях, открытого фонтанирования и загрязнения нефтью прилежащих территорий, устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием

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

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

* образующиеся во время СПО переливы бурового раствора и сточные воды, после мытья пола буровой или оборудования, должны стекать в шламовый амбар.

Охрана недр. Для надежной охраны недр в процессе бурения скважины должны выполняться следующие мероприятия:

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

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

* при ликвидации скважины установить под последним объектом цементный мост высотой 50 метров.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения дипломной работы приведены расчеты и обоснования по всем вопросам, поставленным в техническом задании.

Приведены развернутые географо-экономические характеристики района работ, характеристики нефтеносности и водоносности месторождения, геологические условия разреза.

В технологической части проекта обоснован выбор турбинного способа бурения эксплуатационного интервала. Далее произведено обоснование выбора одноколонной конструкции скважины рассчитаны диаметры обсадных колонн Разработаны режимы бурения для всех интервалов: приведено обоснование класса и типоразмера долот, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты вращения долота. Осуществлен выбор забойных двигателей для всех интервалов. Спроектированы компоновки низа бурильной колонны и выполнен расчет бурильной колонны. Обоснован тип очистного агента и расчет его необходимого расхода, приведена рецептура бурового раствора, произведен гидравлический расчет промывки скважины, приведено обоснование критериев рациональной отработки долот. Разработаны мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины. Произведен выбор буровой установки и расчет её параметров эксплуатации.

В части описывающей вспомогательные цехи и службы дана характеристика ремонтной и энергетической баз, водоснабжения и приготовления раствора. Также транспортного сообщения, связи и диспетчерской службы, культурно-бытового обслуживания.

В четвертой части описаны вопросы безопасности жизнедеятельности и конкретно безопасности в рабочей зоне, действия при чрезвычайных ситуациях.

В пятой части рассмотрены вопросы по охране окружающей среды, приведены мероприятия по снижению вредного воздействия от производства.

В специальной части проекта проведен анализ работ долот наиболее распространенных производителей, фирмы «Smith», «Security DBS», «Буринтех» и «ВБМ-сервис». Рассчитана экономическая эффективность долот и произведен выбор долот на бурение скважины на месторождении Фахуд.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Иогансен К. В. Спутник буровика: Справочник — М.:Недра, 2012.-294 с.

2. Рязанов В. И. Направленное бурение глубоких скважин: Практическое пособие. — Томск: Изд. ТПУ, 2009. — 84 с.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М: Ростехнадзор, 2009. — 160 с.

4. Рязанов В. И., Баранов А. Н., Борисов К. И. Расчет бурильных колонн: Учебное пособие. — Томск: Изд. ТПУ, 2009. — 68 с.

5. Зиновьев Ю. С. Технология бурения скважин. АГТУ, 2012 г.

6. Калинин А. Г., Левицкий А. З., Соловьев Н. В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и полезные ископаемые: Справочное пособие/Под ред. А. Г. Калинина. — М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2011. — 450 с.

7. Середа Н. Г., Соловьев Е. М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 2010. — 360 с.

8. Леонов Е. Г., Исаев В. И. Гидроаэромеханика в бурении. — М: Недра, 2011. — 340 с.

9. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. — М: ВНИИТнефть 2012 — 194с.

10. Лукьянов В. Т., Воевода Р. Б. Заканчивание скважин. — М.: Недра, 2009. — 205с.

11. Данюшевский В. С. Алиев Б.Г. Справочное руководство по тампонажным материалам. — Томск: Изд. ТПУ, 2010 — 68с.

12. Булатов А. И. АветистовА.Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн. М.: Недра, 2013.

13. Инструкция по технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов. — М.: ВНИИТнефть, 2012. — 163 с.

14. Соловьёв Е. М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 2009.-303 с.

15. Ясов В. Г., Мыслюк М. А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. — М.: Недра, 2011. — 333 с.

16. Денисов П. Г. Сооружение буровых: Учебник для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. -М.: Недра, 2010. — 397 с.

17. Ширков А. И. Охрана труда в геологии. — М.: Недра, 2011. — 235 с.

18. Охрана окружающей среды / Под ред. Брылова С. А. — М.: Высшая школа, 2010. — 272 с.

.ur