Организационная структура предприятия ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

• Введение
• 1. Задачи и значение буровых работ
• 2. Краткая характеристика бурового предприятия
• 2.1 Организационная структура предприятия
• 2.2 Должностные обязанности бурового мастера, технолога, бурильщика и помощника бурильщика
• 2.3 Действия членов буровой вахты в аварийных ситуациях (обрыв и развенчивание бурильных труб, прихват бурового инструмента)
• 2.4 Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации
• 2.5 Методика ликвидации аварий
• 3. Проектирование и подготовительные работы
• 3.1 Проект на производство геологоразведочных работ
• 3.2 Геолого-технический наряд (ГТН)
• 3.3 Подготовка к бурению
• 3.4 Геолого-техническая документация скважин
• 4. Ликвидация и консервация скважин
• 5. Техника безопасности при бурении скважин
• Заключение
• Список использованной литературы

Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленности разработки нефтяных месторождений приходится на конец XIX — начало XX веков.

За годы Советской власти наша страна вышла на первое место в мире, как по объемам добычи нефти, так и по темпам их прироста. По сравнению с 1940 г. добыча нефти с конденсатом в стране выросла более чем в 20 раз.

Советские ученые внесли значительный вклад в создание современной техники и технологии добычи нефти. Они являются пионерами в таких вопросах, как создание методов добычи нефти штанговыми скважинными установками, погружёнными центробежными электронасосами, газлифтным способом, одно время забытыми и вновь возрожденными в 70-е годы шахтным и термошахтным способами, эксплуатация морских месторождений, эксплуатация месторождений скважинами малого диаметра и кустовое расположение скважин.

Конец XX столетия характеризуется резким увеличением спроса на нефть и газ, и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа. Однако, учитывая ограниченность мировых запасов нефти и газа, решение проблемы энергетики связывают с ее переводом на атомную и термоядерную основы.

В то же время нефть и газ все шире начинают использовать как сырье для нефтехимической промышленности, получения искусственных белков, фармацевтических препаратов, пластмасс и др.

Ежегодная добыча нефти и газа со временем, естественно, будет уменьшаться, а требования, предъявляемые к уровню как фундаментальных, так и специальных знаний инженеров, повышаться. Это, в частности, определяется тем, что остаточные запасы надо будет извлекать более совершенными способами, например, физическими, химическими и т. д.

Кроме того, значительно повысятся требования к точности измерений в нефтегазопромысловой науке и практике. Проблемы возникнут и в связи с добычей морской нефти и газа, в особенности в ледовых условиях.

Таким образом, со временем требования к инженерам — нефтяникам и газовикам, как с научной точки зрения, так и с точки зрения социальной, будут неуклонно повышаться в соответствии с повышением значимости нефти и газа не только как топлива, но и как ценного химического сырья и уже меньше, по образному выражению Д. И. Менделеева, «будет сжигаться ценных ассигнаций» .

В заключение уместно вспомнить слова Д. И. Писарева: «Облагораживают не знания, а любовь и стремление к истине, пробуждающиеся в человеке тогда, когда он начинает приобретать знания. В ком не пробудились эти чувства, тогда не благодарят ни университет, ни обширные сведения, ни дипломы» .

Бурение скважин — это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого (по сравнению с длиной) диаметра. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно — забоем. Цели и задачи бурения. Нефть и газ добывают, пользуясь скважинами. Основные процессы их строительства — бурение и крепление.

Необходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки с целью обеспечить народное хозяйство страны нефтью и газом во все возрастающих количествах при снижении трудо и энергоемкости и капитальных затрат.

Бурение скважин — единственный источник результативной разведки и приращения запасов нефти и газа.

Весь цикл строительства скважин до сдачи их в эксплуатацию включает следующие основные последовательные звенья:

1) строительство наземных сооружений;

2) углубление ствола скважины, осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих видов работ — собственно углубления и промывки скважины;

3) разобщение пластов, состоящее из двух последовательных видов работ: укрепления (крепления) ствола скважины опускаемыми трубами, соединенными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;

4) освоение скважин. Часто освоение скважин в совокупности с некоторыми другими видами работ (вскрытие пласта и крепление призабойной зоны, перфорация, вызов и интенсификация притока флюида и др.) называют заканчиванием скважин.

1. Задачи и значение буровых работ

Нефтяные и газовые скважины представляют капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. С их помощью добывают нефть, нагнетают в пласты различные реагенты, ведут контроль за разработкой месторождений и т. п. Незакрепленный ствол не всегда обеспечивает проведение этих операций. Поэтому возникает необходимость крепить ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды. С этой целью в скважину опускают обсадные трубы определенного назначения.

· направление — самая большая обсадная колонна, предназначенная для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5 до 40 м;

· кондуктор — изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 м;

· техническая колонна — служит для перекрытия пластов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т. п.);

· эксплуатационная колонна — необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду сложности ее назначения большое внимание уделяется прочности и герметичности колонны.

При проектировании рациональной конструкции скважин учитывают:

· особенности геологического строения месторождения, изоляцию водоносных и газонефтеносных горизонтов друг от друга, а также возможные дебиты и методы эксплуатации скважины;

· целевое назначение скважины (разведочная, эксплуатационная и т. д.);

· способ вскрытия продуктивного горизонта и метод извлечения нефти или газа из него;

· максимальное снижение уровня нефти в колонне в период эксплуатации;

· минимальный расход металла и цемента без ущерба для последующей эксплуатации.

Проектирование конструкции скважины ведут снизу (после выбора диаметра эксплуатационной колонны) вверх. При этом учитывается, что в газовой скважине:

· давление устья близко к забойному, что важно при расчете обсадных колонн;

· происходит значительное охлаждение колонны, растущее с увеличением перепада давлений. Это создает дополнительные напряжения;

· при значительном увеличении диаметра газовых скважин в отдельных случаях дебит газа может снижаться за счет скопления газа у забоя (Саратовское месторождение);

· при неудачной конструкции или при некачественном цементировании возникают большие подземные потери газа.

По назначению скважины делят на:

· поисковые (для поисков нефти и газа);

· разведочные (бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом

· соотношении и сбора исходных данных для составления проекта разработки месторождений);

· эксплуатационные.

Эксплуатационные скважины, в свою очередь, включают:

· основной фонд добывающих (для извлечения из залежи нефти, газа, других компонентов) и нагнетательных (для закачки в продуктивные горизонты различных агентов с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождения) скважин;

· резервный фонд (для разработки отдельных линз, зон выталкивания и др.);

· контрольные наблюдательные (для периодического наблюдения за изменением положения водогазонефтяного контактов, а также нефтегазоводонасыщенности пласта) и

· пьезометрические (для систематического измерения пластового давления в законтурной области, газовой шапке и нефтяной зоне пласта) скважины;

· оценочные (для уточнения параметров и режима пластов);

· специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

· скважины-дублеры (для замены ликвидированных добывающих и нагнетательных скважин).

Количество и местоположение эксплуатационных скважин определяется в проектных документах.

2. Краткая характеристика бурового предприятия

Общество с ограниченной ответственностью «Сервисная буровая компания» является компанией по предоставлению полного спектра сервисных буровых услуг. Наша компания является дочерним предприятием ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» и существует с 03.05.2001 года, хотя история предприятия началась намного раньше. В настоящий момент компания имеет в своем составе 25 буровых бригад. Это позволяет в год бурить 500 — 750 тысяч метров горных пород, в зависимости от типа и глубины скважины.

В распоряжении компании 60 буровых установок для разведочного и эксплуатационного бурения. Мы работаем в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах, Омской и Томской областях и на Чукотке.

Сегодня компания предлагает полный спектр буровых услуг из существующих в современной нефтегазовой промышленности, для которых характерны оптимальные технологии с точки зрения промышленной безопасности, охраны окружающей среды и эффективности работ. Наша компания обладает достаточными средствами и потенциалом, чтобы справиться со всеми поставленными целями и предстоящими задачами и является, без сомнения, одной из лучших российских компаний, работающих в сфере буровых услуг.

2.1 Организационная структура предприятия

В настоящее время Общество имеет следующую организационную структуру:

1) аппарат управления,

2) ЦИТС (центральная инженерно-технологическая служба) в составе: 3) БПО (база производственного обслуживания),

скважина организационная структура должностной

4) транспортный цех. Основными видами деятельности общества являются:

1) вышкомонтажные работы,

2) пуско-наладочные работы,

3) бурение и крепление скважин,

4) освоение скважин,

5) капитальный ремонт скважин. Общество имеет опыт строительства скважин на месторождениях углеводородного сырья. В компании работают высококвалифицированные специалисты, которые сопровождают весь процесс бурения скважины. В обществе особое внимание уделяется проблемам первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов. В этом направлении специалисты общества по согласованию с геологическими службами «Заказчика» применяют передовые отечественные и зарубежные технологии. Огромное внимание уделяется вопросам техники и технологии заканчивания скважин, соблюдению проектных и регламентирующих документов, вопросам экологической безопасности. Буровые бригады работают вахтовым методом по 7 вахт (12-часовые) без выходных и праздничных дней. Все установки оснащены 3-х ступенчатой системой очистки. Общество оснащено необходимым парком забойных двигателей, необходимым количеством бурильного инструмента, необходимым количеством оборудования и инструмента, применяемых при строительстве скважин. Все буровые бригады оснащены дежурной техникой (бульдозер или трубоукладчик и легковой автомобиль на базе УАЗ-452), жилыми вагонами, пунктом горячего питания, баней, АДЭС-200 и т. д. Транспортный цех общества оснащен спецтранспортом для перевозки негабаритного и габаритного груза, крановой техникой, легковым и пассажирским транспортом. В целях ускорения процесса перевозки, доставки и иных задач привлекается сторонний транспорт.

2.2 Должностные обязанности бурового мастера, технолога, бурильщика и помощника бурильщика

Должностные обязанности бурового мастера.

1. Общие положения:

1.1 Буровой мастер относится к категории специалистов.

1.2 На должность бурового мастера назначается лицо, имеющее среднее профессиональное образование по направлению профессиональной деятельности и опыт работы в качестве помощника бурового мастера не менее года или практический опыт работы помощником бурового мастера не менее 3 лет с проведением аттестации комиссии организации на право выполнения буровых работ; прохождение не реже одного раза в 5 лет повышения квалификации и наличие квалификационного аттестата на соответствие занимаемой должности.

1.3 Во время отсутствия сотрудника его обязанности исполняет лицо, назначенное в установленном порядке (технолог).

1.4 Буровой мастер должен знать:

1.5 постановления, распоряжения, приказы, другие руководящие и нормативные документы вышестоящих и других органов, касающиеся производственно-хозяйственной деятельности предприятия;

1.6. законодательство Российской Федерации о труде;

1.7 правила внутреннего трудового распорядка;

1.8 правила охраны труда, техники безопасности;

1.9 распорядительные, нормативные и методические документы, касающиеся проведения буровых и горно-проходческих работ;

1.10 способы проходки горных выработок и отбора образцов, транспортировки их на базу для лабораторных исследований;

2. Должностные обязанности:

2.1 Выполняет буровые, горно-проходческие работы на объекте строительства для изучения свойств грунтов, гидрогеологических условий под руководством специалиста более высокой квалификации с соблюдением правил по охране труда и технике безопасности, технологических норм (при проходке горных выработок и отборе образцов грунта и проб подземных вод), стандартов на отбор, упаковку и транспортировку отобранных образцов.

3. Права:

Буровой мастер имеет право на:

3.1 Рабочее место, соответствующее государственным нормативным требованиям охраны труда и условиям, заключённым договором.

Должностные обязанности технолога:

1. Разрабатывает, применяя средства автоматизации проектирования, и внедряет прогрессивные технологические процессы виды оборудования и технологической оснастки, средства автоматизации и механизации, оптимальные режимы производства на выпускаемую предприятием продукцию и все виды различных по сложности работ, обеспечивая производство конкурентоспособной продукции и сокращение материальных и трудовых затрат на ее изготовление;

1.2 Устанавливает порядок выполнения работ и пооперационный маршрут обработки деталей и сборки изделий;

1.3 Составляет планы размещения оборудования, технического оснащения и организации рабочих мест, рассчитывает производственные мощности и загрузку оборудования;

1.4 Участвует в разработке технически обоснованных норм времени (выработки), линейных и сетевых графиков, в отработке конструкций изделий на технологичность, рассчитывает нормативы материальных затрат (нормы расхода сырья, полуфабрикатов, материалов, инструментов, технологического топлива, энергии), экономическую эффективность проектируемых технологических процессов;

1.5 Разрабатывает технологические нормативы, инструкции, схемы сборки, маршрутные карты, карты технического уровня и качества продукции и другую технологическую документацию, вносит изменения в техническую документацию в связи с корректировкой технологических процессов и режимов производства;

1.6. Согласовывает разработанную документацию с подразделениями предприятия;

1.7 Разрабатывает технические задания на проектирование специальной оснастки, инструмента и приспособлений, предусмотренных технологией, технические задания на производство нестандартного оборудования, средств автоматизации и механизации;

1.8 Принимает участие в разработке управляющих программ (для оборудования с ЧПУ), в отладке разработанных программ, корректировке их в процессе доработки, составлении инструкций по работе с программами;

1.9 Проводит патентные исследования и определяет показатели технического уровня проектируемых объектов техники и технологии.

1.10 Участвует в проведении экспериментальных работ по освоению новых технологических процессов и внедрению их в производство, в составлении заявок на изобретения и промышленные образцы, а также в разработке программ совершенствования организации труда, внедрения новой техники, организационно-технических мероприятий по своевременному освоению производственных мощностей, совершенствованию технологии и контролирует их выполнение;

1.11 Осуществляет контроль за соблюдением технологической дисциплины в цехах и правильной эксплуатацией технологического оборудования;

1.12 Изучает передовой отечественный и зарубежный опыт в области технологии производства, разрабатывает и принимает участие в реализации мероприятий по повышению эффективности производства, направленных на сокращение расхода материалов, снижение трудоемкости, повышение производительности труда;

1.13. Анализирует причины брака и выпуска продукции низкого качества и сортов, принимает участие в разработке мероприятий по их предупреждению и устранению, а также в рассмотрении поступающих рекламаций на выпускаемую предприятием продукцию;

1.14. Разрабатывает методы технического контроля и испытания продукции;

1.15. Участвует в составлении патентных и лицензионных паспортов, заявок на изобретения и промышленные образцы;

1.16. Рассматривает рационализаторские предложения по совершенствованию технологии производства и дает заключения о целесообразности их использования на предприятии;

1.17. Выполняет отдельные служебные поручения своего непосредственного руководителя.

Должностные обязанности бурильщика.

1. Общие положения:

1.1 Бурильщик относится к категории технических специалистов.

1.2 Назначение на должность бурильщика и освобождение от нее производится приказом руководителя (владельца) предприятия и подчиняется непосредственно.

1.3 На должность бурильщика назначается лицо, имеющее начальное профессиональное образование и специальную подготовку по установленной программе.

1.4 В своей практической деятельности бурильщик руководствуется настоящей должностной инструкцией и распоряжениями своего непосредственного начальника.

1.5 Бурильщик должен знать:

приемы и способы бурильных работ;

назначение и устройство инструментов, приспособлений, машин, механизмов и оборудования, используемых при ведении бурильных работ;

правила и нормы охраны труда, техники безопасности и производственной санитарии;

приемы и методы оказания первой доврачебной медицинской помощи 1.6. На время отсутствия бурильщика (болезнь, отпуск, и пр.) его обязанности исполняет лицо, назначенное в установленном порядке.

2. Должностные обязанности

2.1 Бурильщик перед началом рабочего дня:

проходит в установленном порядке периодические медицинские осмотры;

проходит инструктаж по технике безопасности;

выполняет подготовительные и профилактические мероприятия технических средств и оборудования;

2.2 В процессе рабочего дня бурильщик:

выполняет бурильные работы;

осуществляет обслуживание и мелкий ремонт бурильного оборудования и инструмента;

при необходимости использует средства индивидуальной защиты;

строго соблюдает требования правил техники безопасности и производственной санитарии;

немедленно ставит в известность своего непосредственного руководителя о всех недостатках, выявленных в процессе работы.

Примечание: Должностные обязанности бурильщика более конкретно определяются его непосредственным руководителем с учетом специфики и условий производимых бурильных работ.

3. Права

Бурильщик имеет право:

3.1 Знакомиться с проектами решений руководства предприятия, касающимися его деятельности.

3.2 Требовать от руководства предприятия оказания содействия в исполнении своих должностных обязанностей

4. Ответственность

Бурильщик несет ответственность:

4.1 За ненадлежащее исполнение или неисполнение своих должностных обязанностей, предусмотренных настоящей должностной инструкцией, — в соответствии с действующим трудовым законодательством Российской Федерации.

4.2 За правонарушения, совершенные в процессе осуществления своей деятельности, — в соответствии с действующим административным, уголовным и гражданским законодательством Российской Федерации.

4.3 За причинение материального ущерба, — в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

Должностные обязанности помощника бурильщика.

1. Общие положения:

1.1 Назначение на должность помощника бурильщика и освобождение от нее производится приказом руководителя (владельца) предприятия;

1.2 Помощник бурильщика подчиняется непосредственно;

1.3 На должность помощника бурильщика назначается лицо, имеющее начальное профессиональное образование и специальную подготовку по установленной программе;

1.4 В своей практической деятельности помощник бурильщика руководствуется настоящей должностной инструкцией и распоряжениями своего непосредственного начальника;

1.5 Помощник бурильщика должен знать:

назначение и устройство инструментов, приспособлений, машин, механизмов и оборудования, используемых при ведении бурильных работ;

правила и нормы охраны труда, техники безопасности и производственной санитарии;

приемы и методы оказания первой доврачебной медицинской помощи;

1.6. На время отсутствия помощника бурильщика (болезнь, отпуск, и пр.) его обязанности исполняет лицо, назначенное в установленном порядке.

2. Должностные обязанности:

2.1 Помощник бурильщика перед началом рабочего дня:

проходит в установленном порядке периодические медицинские осмотры;

проходит инструктаж по технике безопасности;

под руководством бурильщика выполняет подготовительные и профилактические мероприятия технических средств и оборудования;

2.2 В процессе рабочего дня помощник бурильщика:

под руководством бурильщика осуществляет обслуживание и мелкий ремонт бурильного оборудования и инструмента;

при необходимости использует средства индивидуальной защиты;

строго соблюдает требования правил техники безопасности и производственной санитарии;

оказывает своевременную и необходимую помощь бурильщику при подготовке и производстве бурильных работ.

3. Права:

Помощник бурильщика имеет право:

3.1 Участвовать в обсуждении вопросов, касающихся исполняемых им должностных обязанностей;

3.2 Требовать от руководства предприятия оказания содействия в исполнении своих должностных обязанностей.

4. Ответственность:

Помощник бурильщика несет ответственность:

4.1 За ненадлежащее исполнение или неисполнение своих должностных обязанностей, предусмотренных настоящей должностной инструкцией, — в соответствии с действующим трудовым законодательством Российской Федерации;

4.2 За правонарушения, совершенные в процессе осуществления своей деятельности, — в соответствии с действующим административным, уголовным и гражданским законодательством Российской Федерации;

4.3 За причинение материального ущерба, — в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

2.3 Действия членов буровой вахты в аварийных ситуациях (обрыв и развенчивание бурильных труб, прихват бурового инструмента)

Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают для выяснения характера слома. Затем подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.

Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (разведки, участка) в зависимости от сложности работ.

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб производить расхаживание и промывку скважины. Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепление ловильного инструмента осуществлялось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей бурильной колонной.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли з. а замок, так и за трубу. Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвавшийся конец трубы, проворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на `/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ловильный инструмент на сломе до восстановления циркуляции бурового раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, метчик под натяжкой срывают.

Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся колонны при помощи колокола.

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру посредством отводного крючка и лишь после этого спускают метчик или колокол.

Когда даже после восстановления циркуляции не удается расхаживанием освободить колонну, прибегают к нефтяной ванне или принимают другие меры. Если все попытки освободить инструмент безрезультатны, приступают к развинчиванию его по частям левым метчиком или колоколом на левых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инструмента вырезают при помощи наружной труборезки. При этом отрезанная часть извлекается из скважины вместе с труборезкой.

Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот — магнитный фрезер, который спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до забоя 6 — 7 м, начинают промывку, вращая ротор на малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начинается подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на оставшихся металлических деталях — это в большинстве случаев приводит к осложнению аварии. Магнитный фрезер используют также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в скважину.

Ликвидация аварий с турбобурами.

Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в качестве калибра обычно используется переводник турбобура), навинчиваемым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты, или специальным метчиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала. Большие затруднения при турбинном бурении вызывает заклинивание долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны бурильных труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных труб соединяются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб приводит к вращению только корпуса турбобура. Поэтому, прежде чем отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для этого необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы. Забрасывать эти предметы следует с прокачкой бурового раствора для того, чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопасти, которые, в свою очередь попадают в следующие ступени и вызывают заклинивание статоров и роторов.

В случае заклинивания вала в корпусе турбобура долото отбивают так же, как и в роторном бурении, вращением колонны бурильных труб, так как при этом вращение бурильных труб будет обеспечивать и вращение долота.

Аварии при бурении одной и той же скважины могут воз-никнуть при замене турбобуров меньших диаметров турбобурами больших диаметров. Это объясняется тем, что в стенках скважины в местах перехода из одних пород в другие образуются уступы, определяющие проходимость данного типоразмера турбобура при вполне определенном диаметре долота.

Уход в сторону от оставшегося в скважине инструмента. Когда оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда на извлечение ее требуется слишком много времени, следует уходить в сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этого выше места, где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый ствол.

Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка, откуда удобнее всего забуриваться, над оставшейся колонной ставят цементный мост и после его затвердения начинают забуривать новый ствол роторным или турбинным способом, Торпедирование скважин. Работы по ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают положительных результатов. В этих случаях целесообразно торпедировать колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной глубины. Торпедирование заключается в том, что в скважину на определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь, разрушает оставшуюся в скважине колонну.

Для успешного раздробления больших металлических кусков или для загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со взрывчатым веществом (торпеду) устанавливают в непосредственной близости к предмету, подлежащему разрушению. Для этого тщательно прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд, опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым веществом для взрыва.

Для взрыва внутри прихваченных бурильных труб следует применять торпеду, диаметр которой должен быть на 10 мм меньше диаметра проходного отверстия бурильных труб. Торпеду нужно взрывать против муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удастся поднять верхнюю часть бурильной колонны.

Аварии с обсадными трубами.

Наиболее распространенный вид аварий с обсадными трубами-отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, незацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается. Чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя часть печати имеет воронкообразную форму. В эту часть вставлена деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного башмака. По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине. Такую аварию ликвидируют при помощи пикообразных долот, которыми стремятся поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий — упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда совершенно протирают обсадные трубы. Средством предохранения от протирания служат предохранительные кольца. Протирание обсадных труб будет значительно интенсивнее в искривленной скважине.

Когда против протертого места обсадной колонны имеется цементный стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений. Если цементный стакан отсутствует, то при бурении обсадные трубы могут рваться лентами, что затрудняет проход долота. Если же, кроме того, за трубами будут обваливающиеся породы, протирание может осложниться смятием. Во всех этих случаях единственная мера ликвидации аварии — спуск и цементирование промежуточной обсадной колонны меньшего диаметра.

2.4 Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации

Виды аварий, их причины и меры предупреждения.

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

а) через каждые 3 — 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее; для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 — 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 — 3% -ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Основные признаки поломки долота во время бурения-прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.

Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:

1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия — наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах — вращением от руки;

2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;

3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.

Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, — на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий — совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.

К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;

2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;

4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;

6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

Плашка и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и другие детали — таков неполный перечень мелких предметов, падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спуско-подъемных операций и объясняется использованием неисправного инструмента.

Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.

2.5 Методика ликвидации аварий

Ловильные работы и ликвидация прихватов — весьма ответственные операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам бурового оборудования и вышки, гибели скважины и несчастным случаям с людьми.

Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно известить бурового мастера, а в случае его отсутствия — руководителя участка или разведки, не приостанавливая проведения первоочередных мер по ликвидации аварии. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 сут с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия. Все мероприятия по ликвидации аварии (прихвата) необходимо выполнять быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем труднее будет его извлечь.

При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

3. Проектирование и подготовительные работы

Технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (НИПИ) на основании проектных заданий, выдаваемых заказчиком, например, НГДУ. Задание содержит: сведения об административном расположениии площади; номер скважин, которые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения, категорию скважин, проектный горизонт и проектную глубину; краткое обоснование заложения скважин; характеристику; геологического строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию, об объеме геофизических, лабораторных и специальных исследований, диаметре эксплуатационной колонны, объеме подготовительных работ к строительству и заключительных после окончания испытания скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия, которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую для разработки проекта.

3.1 Проект на производство геологоразведочных работ

Бурение скважин всегда было и сегодня остается чрезвычайно капиталоемким. По этой причине поиск резервов повышения эффективности буровых работ — важнейшая задача, которая в связи с кризисными явлениями в экономике России стала еще более актуальной. Собственно бурение скважин включает в себя следующие основные процессы: разрушение горных пород на забое, удаление продуктов разрушения с забоя на поверхность, спуск и подъем бурового снаряда.

Как среда, в которой протекают практически все процессы, связанные с бурением скважин, промывочная жидкость во многом определяет степень использования потенциальных возможностей и ресурс работы бурового оборудования и инструмента, механическую скорость бурения, вероятность возникновения различного рода осложнений (нарушений устойчивости горных пород в околоствольном пространстве скважин, поглощений, флюидопроявлений и т. д.); качество вскрытия продуктивных пластов, качество геологической и геофизической информации, затраты всех видов ресурсов и др.

Территория Чатылькинского месторождения находится в низменной пойменной части р. Суры, которая пересекается множеством крупных и мелких проток и изобилует большими и малыми озерами. Во время весеннее-летнего половодья максимальный уровень подъема воды достигает 37 — 38 м, при этом максимальная глубина затопления поймы составляет от 2 до 4 м. Исходя из этого максимальная высота намыва кустов площадок и дорог должна обеспечивать их превышение над максимально возможным уровнем затопления паводковыми водами не менее, чем на 1 м. Толщина торфяного слоя нередко достигает 1,5−2,0 м. Глубина промерзания торфяно-почвенного комплекса изменяется от нескольких дециметров до 4,0 — 4,5 м.

3.2 Геолого-технический наряд (ГТН)

Геологический разрез Чатылкинского месторождения сложен мощной толщей (более 3000 м) терригенных отложений осадочного чехла мезокайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Рz)

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650 м.

Юрская система (J).

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

В ее составе выделяются тюменская (J1 — 2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450 м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806−2973 м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакскаясвита сложена темно-серыми до черного цвета, участками известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26−38 м. Меловая система (К).

Отложения меловой системы развиты повсеместно, представлены верхним и нижним отделами. Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415 м.

Палеогеновая система (Р)

Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные — континентальными.

Четвертичная система (Q).

Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней — болотными и озерными фациями — илами, суглин, ками и супесями. Общая толщина составляет 70−100 м.

Западная Сибирь. Модель комплекса Неокома (шельфовая платформа)

А — средневзвешенные по площади скорости осадконакопления; Б — площади развития глинистых осадков, связанных с относительно глубоководными фациями; В — общие площади седиментации.

3.3 Подготовка к бурению

Выполнение комплекса работ по подготовке к бурению, собственно бурению, поддержанию скважины в устойчивом состоянии, проведению в ней необходимых геофизических, гидрогеологических и других исследований, консервации или ликвидации скважины называется сооружением скважины.

Направленное бурение — это бурение скважин в заданном направлении с использованием закономерностей их естественного либо с применением искусственного искривления.

Основными процессами бурения скважины являются:

· разрушение горной породы на забое скважины;

· удаление разрушенной (выбуренной) породы, называемой шламом, из скважины на поверхность и столбика горной породы или полезного ископаемого, образующегося в результате кольцевого разрушения забоя скважины, именуемого керном;

· закрепление неустойчивых стенок скважины различными способами (обсадными трубами, цементированием стенок скважины и т. п.).

Для эффективного разрушения породы выбирается технологический режим бурения, зависящий от геолого-технических условий сооружения скважины, в первую очередь, от физико-механических свойств горных пород и применяемого способа бурения. При вращательном бурении основными его параметрами являются: осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент - сила, приложенная по оси бурового снаряда к породоразрушающему инструменту на забое скважины; число оборотов бурового снаряда в единицу времени; расход очистного агента (промывочной жидкости, сжатого воздуха и др.) в единицу времени, необходимого для промывки скважины.