Проект буріння нафтової свердловини
РОЗДІЛ 1.ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНИЙ
1.1 Загальні відомості про район
1.2 Обґрунтування конструкції свердловини
1.3 Промивні розчини
1.3.1 Нормування глинистих розчинів
1.3.2 Приготування та обтяження глинистого розчину (розрахунки)
1.3.3 Хімічна обробка глинистого розчину
1.4 Обґрунтування вибору способу та проектування режимів буріння
1.5Методи ліквідації аварій
1.6 Вибір типів та параметрів бурових розчинів
1.7 Обґрунтування вибору типорозмірів ППО
1.8 Обґрунтування входження у продуктивний пласт
1.9 Спосіб освоєння свердловини
1.10 Контроль якості цементування
1.11 Вибір бурової установки
РОЗДІЛ 2. СПУСК ОБСАДНОЇ КОЛОНИ
2.1 Обґрунтування режиму спуску обсадних колон
2.2 Обґрунтування режиму спуску експлуатаційної колони
2.3 Розрахунок допустимої глибини спорожнення колони
2.4 Оснащення обсадних колон
2.5 Цементування обсадної колони
РОЗДІЛ 3. ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА
3.1 Вихідні дані для розрахунку вартості будівництва 1м свердловини
3.2 Розрахунок витрат за визначення кошторисної вартості
(ціни) будівництва 1 м. свердловини
3.3 Розрахунок кошторисної вартості (ціни) будівництва 1 м. свердловини
РОЗДІЛ 4. ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА
4.1 У процесі проведення, промивання та кріплення стовбура свердловин
4.3 Під час експлуатації НГС
РОЗДІЛ 5. ОХОРОНА ПРАЦІ
5.1 Правила безпечної експлуатації бурового обладнання та інструменту
5.2 Техніка безпеки при приготуванні, очищенні та обробці бурових розчинів
5.3 Техніка безпеки під час спускопідйомних операцій
5.4 Технікабезпеки при кріпленні свердловину
5.5 Заходи безпеки при випробуванні, випробуванні та освоєнні свердловин
5.6 Заходи безпеки при ліквідації аварій та ускладнень
5.7 Забезпечення пожежної безпеки на об'єкті буріння
РОЗДІЛ 6. БЕЗПЕКА ЖИТТЯДІЙНОСТІ
6.1 Промислова санітарія
Список використаної літератури
У 1944 р. уряд доручив УЗТМ-Уральському заводу важкого машинобудування м. Свердловськ, випуск комплектних БО, для буріння свердловин на глибину від 3000м, і вище. Відповідно в1947-48г., Випускаються унікальні установки БУ-ЗД, Бу-4Е, Бу-5Д, Бу-БЕ, призначені для буріння на 3000-4000м.
Установки 5Д-6Е зняті з виробництва, а Бу-ЗД, 43, становлять близько 60% від усього парку БУ до України. Кінематична, пневматична схеми, ті ж, а обладнання, що входить до комплекту БО, новіше і потужніше. Раніше в комплект цих установок входив насос У 8-3, а зараз У 8-7 МА2.
Пізніше УЗ ТМ випускають комплектні установки для буріння свердловин глибиною на 4, 5; 6, 7; 8,10 і 15 тисяч м, з дизель-гідравлічним проводом та дизель-електричним проводом, а також БУ для кущового буріння, для роботи на півночі. У 1980г УЗТМ випускає БУ -125 А-унікальну установку, де всі технологічні процеси автоматизовані, а керування дистанційно з пульта дисплея. Всі бурові УЗТМ, що випускаються, за винятком БУ ЗД, 43, забезпечені комплектом АСП автомат спуску підйому. У 1985р. УЗТМ кожну добу випускало одну комплектну СУ, отже на рік 365-3 70 комплексних СУ і це в плані заводу становило лише 10%. У 1950р. Волгоградський завод Барикади, а пізніше У ЗБТ- Волгоградський завод бурової техніки, приступив до випуску установок для дрібного буріння, глибиною від 1600 до 2500м, з електроприводом постійногоструму, з дизельним приводом та для кущового буріння БО 2500 Бр ЗУ (ДУ) (ЕУК), забезпечені комплексом АСПЗ. У 1974р. на Кольському півострові закладається унікальна СГ- понад, - тлубока свердловина, проектною глибиною 15000м., за останніми даними забій становить понад 13000 м.
У 1978 р закладається друга СГ- Саатлінська в Азербайджані, нині забій близько 12000м. У 90-х роках закладається в центральній Україні ще три таких СГ.
Без перебільшення можна сказати, що вуглеводні, вуглеводнева сировина є становим хребтом сучасної цивілізації Землі. Під знаком Великої Нафти минуло ХХ століття. Природні У В вступили в третє тисячоліття як основні енергоносії та джерела хімічної сировини. Майбутнє, - у всякому разі, близьке, - майже неподільно належить їм.
За останні півстоліття світове споживання енергії зросло вчетверо головним чином завдяки розвитку видобутку та використання вуглеводневої сировини – нафти та газу. Альтернативні джерела енергії, незважаючи на технологічну ефективність та економічну рентабельність їх експлуатації, дотепер не склали серйозної конкуренції вуглеводневому паливу. Характерним прикладом може бути багатообіцяюче - площа земної поверхні в 1 м 2 отримує - 1 кВт при вертикальному освітленні в безхмарну погоду - використання енергії Сонця. Потужність найбільших сонячних енергоустановок в Іспанії не перевищує 7-9 МВт, і лише в США в пустелі Мохаві збудовано п'ять енергетичних станцій потужністю 30 МВт. Навіть досить просто «знімається» і використовувана геотермальна енергія досі виступає не альтернативою, а скоріше доповненням до вуглеводневої сировини. Зокрема, реалізація проекту розбурювання гідротермальної зони Тіві на о. Лусон(Філіппіни) дозволила в період 1979-1982 рр. ввести в експлуатацію при ГеоТЕС потужністю ПЗ МВт кожна. Пароводяна суміш витягувалася з глибин 200 - 2500 м-коду з андезитів антропогенового віку за допомогою 85 свердловин. Проте показово, що на 1983 р. Філіппінам вдалося знизити імпорт нафти завдяки використанню геотермальної енергії лише з 7%.
Таким чином, нафта і газ залишаться і в реально доступному для огляду майбутньому головними енергоносіями, якщо навіть не враховувати їх ролі як сировини для хімічного синтезу.
Розрізняють відновлювані та невідновлювані джерела енергії. Довідновлюванихвідносяться Сонце, вітер, геотермальні джерела, припливи та відливи, річки.Невідновлюванимиджерелами енергії є вугілля, нафта і газ.
Фахівці бачать вихід у створенні космічних сонячних електростанцій (КЕС). Справа в тому, що в космосі немає сходів і заходів Сонця, немає хмар, що перешкоджають проходженню променів.
Тому на одиниць поверхні космічного майданчика надходить у 10 разів більше енергії, ніж на таку саму площу земної поверхні. Вже сьогодні розроблено проекти КЕС масою до 60000 т із площею сонячних батарей до 50 км. Піднята над поверхнею Землі на 36000 км така станція матиме потужність 5 млн. кВт, тобто. на млн. кВт більше, ніж найбільша у Європі Ленінградська АЕС. Станція, виведена на стаціонарну орбіту, «повисне» над однією точкою земної поверхні. Передавати отриману енергію Землю передбачається з допомогою лазерів чи надвисокочастотного випромінювання. Реалізація цього проекту стримується тим, що видобута в космосі енергія окупить паливо, що згоріло при запусках ракет (з елементами для монтажу КЕС), лише через 30 років безаварійної роботи станції.
В реально доступній для оглядуУ перспективі не передбачається альтернатива нафти і газу як природним джерелам вуглеводнів, що служать енергоносіїв сировиною для органічного синтезу.
РОЗДІЛ 1.ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНИЙ
1.1Загальні відомості про район
Тушилівське нафтогазоконденсатне родовище розташоване в межах Ногайського району РД, за 131 км. До Південного Сходу від міста Південно-Сухокумськ, де зосереджені центральні бази постачання та ремонту УБР та НГВУ об'єднання «Дагнефть-Роснефть». Найближча залізнична станція Кочубей розташована 86 км від селища Южно-Сухокумськ та повідомляється з останньою асфальтованою дорогою. Гідрогеографічна мережа розвинена слабо. На північ від родовища протікає річка Суха Кума, водний баланс якої після пуску в експлуатацію Терско-Кумуського зрошувального каналу став відносно постійним.
В орографічному відношенні район закладення розвідувальної свердловини представляє напівпорожню рівнину, що слабо горбає, з абсолютними відмітками +10 +12 м. над рівнем моря. Клімат району континентальний, з холодною малосніжною зимою та спекотним сухим літом, з частими та сильними вітрами. Середньорічна температура становить + 10 ° С, максимальна влітку +35 + 40 ° С, взимку - 25 - 28 ° С. 'Середньорічна кількість опадів 200 мм.
Промерзання ґрунту не перевищує 0,5 м.
Водопостачання здійснюється за рахунок артезіанських свердловин, що залягають на глибинах 250-450 м. та приурочених до давньокаспійських та апшеронських відкладів.
Буріння свердловин ведеться на ДВЗ. Опалювальний період 129 днів.
1.2 Обґрунтування конструкції свердловини
На підставі вивчення проектних геолого-технічних умов буріння свердловин, що проектуються, накопиченого виробничого досвіду буріння свердловин на площах ВАТ «НК Роснефть» -Дагнефть», виходячи із суміщеного графіка тисків, прийнята радикальна конструкція свердловини.
При виборі конструкції враховувалося:
• необхідність здійснення якомога меншого виходу доліт з-під черевика обсадних колон;
• раціонально можливий діаметр експлуатаційної колони;
• можливість буріння високопродуктивними долотами наскільки можна максимального діаметра;
tнеобхідність і можливість гримення рівноміцних компоновок бурильних колон при бурінні і насосно-компресорних при випробуванні.
I. Шахтний напрямок 630 мм спускається на глибину 7 м з метою запобігання гирлу свердловини від розмиву циркулюючим буровим розчином при бурінні під кондуктор. Бетонується на глибину занурення у ґрунт -4 м.