Организация строительства нефтяной скважин

Предметом труда бурового предприятия является разбуриваемая горная порода, продуктивный пласт, средством труда — буровая установка, продукцией бурового производства — законченная строительством и сданная в эксплуатацию скважина, прирост запасов нефти или газа, ввод в действие новых добывающих мощностей.

Особый характер предмета и средств труда в бурении предопределяют следующие особенности организации производственного процесса строительства скважин:

— на обработку предмета труда значительное влияние оказывает природный фактор;

— проходка ствола осуществляется с поверхности земли на значительные глубины. Это обусловливает применение таких технических средств, которые обеспечивали бы бурение скважины в точно заданном направлении, контроль за работой породоразрушающего инструмента, его доставку на забой и обратно. Бурение ведется без доступа человека к забою;

— различие состава разрушаемых пород, возможность появления сложных для разбуривания пластов и горизонтов требует организации специальных служб, ведущих систематический контроль за процессом бурения;

Этапы организации процесса строительства скважины

— предмет труда территориально закреплен и обособлен. Место производства работ определяется в зависимости от наличия скоплений нефти и газа, что приводит к значительной разбросанности производственных объектов и удаленности их от баз снабжения, ремонта, жилья. Это требует организации дополнительных поселков и участков проектно-ремонтных цехов на отдаленных площадях;

— производство буровых работ предусматривает систематическое перемещение громоздкого бурового оборудования с одного объекта строительства на другой. Возникает необходимость организации очень сложного и трудоемкого процесса демонтажа, перевозки и монтажа буровых установок. Для проведения этих работ создаются вышкомонтажные управления или цехи в составе буровых предприятий;

— геологические особенности месторождений, выражающиеся в наличии обваливающихся пород, зон поглощений промывочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявляющих горизонтов, требуют спуска в скважину и цементирования обсадных колонн.

Процесс цементирования осуществляют тампонажные управления или цехи крепления скважин в составе буровых предприятий;

— строительство скважин связано с вскрытием, опробованием и освоением продуктивных горизонтов (испытание скважин). Характер проведения процесса испытания скважин зависит от числа продуктивных горизонтов, их мощности, давления нефти и газа в пластах. Для проведения этих работ создаются специальные цехи освоения скважин;

— процесс бурения скважины является непрерывным, и для контроля за его круглосуточным ходом создаются специальные центральные и районные инженерно-технологические службы;

— готовая продукция не требует доставки до потребителя, поэтому в составе буровых организаций отсутствуют сбытовые подразделения.

Источник: prod.bobrodobro.ru

Общие понятия о скважине и ее строительстве

Ещё раз о качестве строительства нефтегазовых скважин

У российских нефтяных компаний накопился большой объём (порядка 10%) малодебитных и аварийных скважин, что приводит к существенному снижению эффективности этих компаний. Одной из главных причин такого положения является низкое качество строительства скважин, в том числе и низкое качество цементирования. В то же время хорошо известно, что цементирование нефтегазовых скважин является наиболее ответственным этапом их строительства.

Особая важность и значимость цементировочных работ обуславливается тем, что неудачи их выполнении могут свести к минимуму успех всех предшествующих этапов строительства скважины, так как некачественное цементирование скважин приводит к сокращению срока их службы, требует больших затрат на ремонтные работы по разобщению пластов, может привести к гибели скважины.
Для успешного управления процессом цементирования скважин необходимо в режиме реального времени экспрессно контролировать такие параметры цементного раствора, как плотность (абсолютная погрешность не хуже ±0,02 г/см3), объёмный расход (погрешность не хуже ±1,5% отн.) и давление (погрешность не хуже ±1,5% отн.) в трубопроводе высокого давления, идущем на цементировочную головку скважины.
Главной причиной некачественного цементирования скважины является отклонение парамет-ров цементирования скважин от параметров, заданных технологической картой. Причин таких отклонений, по нашему мнению, две, а именно:
– станция контроля цементирования скважин находится в оперативном подчинении не у супервайзера заказчика, а у технолога предприятия, осуществляющего цементирование скважин. Кроме того, организация, осуществляющая с помощью своих станций контроль цементирования скважин, находится в прямой финансовой зависимости от организации, осуществляющей цементирование скважин. Это приводит к вуалированию нарушений технологической карты цементирования скважины т. е., просто говоря, некачественное цементирование часто выдаётся за качественное.
– в погоне за высокой прибылью цементировочных работ организации, осуществляющие цементировочные работы, привлекают к работе по контролю цементирования организации, назначившие самою низкую цену за свою работу. Эта низкая цена, как правило, обусловлена низкой стоимостью используемых станций для контроля цементирования, которые, естественно, имеют меньшую точность измерения параметров цементирования скважин, особенно такого важного параметра, как плотность цементного раствора.

На современном российском рынке нефтегазовых услуг присутствует довольно много различных станций контроля цементирования скважин. Их можно разделить на два типа, а именно: использующие гамма-излучение для контроля плотности цементного раствора в трубопроводе высокого давления и использующие другие (нерадиоизотопные) способы контроля.

К первым относятся станции «Мега-тампонаж» (г. Мегион); СКЦ «Раствор» (г. Саратов); СКЦ «Леуза» (г. Уфа); КСКЦ-02М (г. Томск). Рассмотрим их более подробно.

В станции «Мега-тампонаж» для измерения плотности используется изотоп Am241, средняя энергия гамма-квантов которого составляет 60 кэВ. Поэтому конструкция датчика погружная, т. е. он введён внутрь трубопровода высокого давления, являющегося основой комбинированного датчика плотности, расхода, давления и температуры. Отсюда возникают проблемы с ухудшением точности за счёт налипания цементного раствора как на излучатель гамма-квантов, так и на детектор. Кроме того, такой датчик плотности очень чувствителен к изменениям химсоставов цемента и воды затворения. Поэтому на практике погрешность определения плотности, равная ±0,02 г/см3 (задекларированная в технических
характеристиках) редко бывает лучше, чем ±0,06 г/см3. В станции КСКЦ-02 для измерения плотности используется изотоп Cs137, энергия гамма-квантов которого равна 0,662 МэВ. Сам датчик плотности накладной на трубопровод высокого давления. Практически достигнутая погрешность составляет ±0,02 г/см3 на весь диапазон измерения плотности раствора.

Изменения химсостава цемента и воды затворения не влияют на результат измерения плотности. В станциях СКЦ «Раствор» и СКЦ «Леуза» для измерения плотности используют изотоп Na22 такой активности, которая не требует согласования с органами Роспотребнадзора и Ростехнадзора. Для Na22, имеющего энергию гамма-квантов, равную 1,27 МэВ, эта минимально значимая активность равна 1,0×105 Бк. Ещё два порядка добавит применение сцинтилляционного детектора (по сравнению с газоразрядными счётчиками, которые используются в датчике плотности станции КСКЦ-02), т.е. можно считать, что активность Na22 равна 1,0×107 Бк.

В станции КСКЦ-02 при использовании изотопа Cs137 активностью 1×109 Бк и энергии гамма-квантов 0,662 МэВ на трубе с внешним диаметром 60 мм за время однократного измерения равном 1 минуте достигнута абсолютная погрешность ±0,02 г/см3. Следовательно, станциям СКЦ «Раствор» и СКЦ «Леуза» для достижения такой же погрешности потребуется времени больше в (1×109 Бк : 1×107 Бк) = 1×102 раз, т. е. 100 минут на одно измерение плотности.

Теперь маленький пример. Пусть время операции цементажа составляет 3 часа. Тогда с помощью СКЦ «Раствор» и СКЦ «Леуза» можно замерить плотность раствора в 1,8 точках (180 минут: 100 минут). С помощью станции КСКЦ-02 в этих условиях можно замерить плотность в 180-ти точках. Пожалуй, дальнейшие комментарии излишни.
К второй группе относятся станции «КC-Цемент» (г. Уфа); станция СКЦ-4 и её модификации (г. Феодосия); станция «СКЦ-Микро» (г. Москва); станция СКУПЦ-К (г. Тверь); станция СКЦС-01 (г. Ижевск). В этих станциях для измерения плотности цементного раствора в осреднительной ёмкости (не в трубопроводе высокого давления) используются либо дифманометрический, либо вибрационный датчики.

Физика процесса измерения плотности здесь такова, что на цементном растворе не удаётся получить абсолютную погрешность меньше чем ± (0,06 ÷ 0,08) г/см3, да и это ещё очень хорошо.
Измерение расхода и давления всеми станциями обеспечивается с необходимой точностью т. к. они используют в своём составе одни и те же серийно выпускаемые датчики.

Таким образом, нетрудно видеть, что только станция КСКЦ-02 полностью соответствует требованиям технологии цементирования по погрешности измерения плотности цементного раствора в трубопроводе высокого давления в режиме реального времени, хотя и требует для применения согласования с органами Роспотребнадзора и Ростехнадзора.
Хочется подчеркнуть, что такие ведущие мировые фирмы, как Haliburton (США), Geoservices (Франция) и др. не зря используют для измерения плотности цементных растворов изотоп Cs137 такой активности (2×109 Бк ÷ 4×109 Бк), которая нужна для обеспечения необходимой погрешности.
Первые образцы станции КСКЦ-02М были разработаны в НИИ интроскопии ТПУ под руководством к.т.н. ВОЛЧЕНКО Ю.А. Там же совместно была выпущена опытная партия из 2 станций КСКЦ-02М, которую в 2006 г. передали Нефтеюганскому филиалу Сибирской геофизической компании, где она работает успешно до сих пор (см. отзыв Нефтеюганского филиала СГК).
Последний экземпляр стации КСКЦ-02 был изготовлен в 2012 году для ООО НПП «Томскпромгеофизика» и успешно эксплуатировался на месторождениях «Юганскнефтегаза» и «Газпромнефти».

Источник: sib-ngs.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Отдел проектирования строительства скважин является подразделением территориальных научно-исследовательских и проектных институтов или других научно-исследовательских и проектных организаций Миннефтепрома, выполняющих весь комплекс работ по составлению и выдаче заказчику утвержденной проектно-сметной документации на строительство нефтяных и газовых скважин. [1]

Задачами отдела проектирования строительства скважин являются составление научно обоснованных рабочих проектов и смет на строительство скважин в соответствии с заданиями на проектирование в установленные плановые сроки и осуществление

Научные Статьи.Ру / Примеры / Курсовые работы / Строительство / Курсовая работа на тему «Организация строительства объектов нефтяной и газовой промышленности»

Дальнейшее развитие нефтегазодобывающей промышленности связано с новым этапом, главными особенностями которого являются необходимость вовлечения в разработку всё большего числа мелких месторождений, месторождений со значительными глубинами скважин, месторождений с высоковязкими нефтями, с нефтями, насыщенными агрессивными средами.

Глава 1. Теоретические основы организации строительства объектов нефтяной и газовой промышленности

.1 Требования к проектированию объектов нефтяной и газовой промышленности

.2 Основные материалы, изделия, машины и механизмы, применяемые при строительстве объектов нефтяной и газовой промышленности

Глава 2. Организация строительства объектов нефтяной и газовой промышленности на примере ОАО «Газпром

.1 Организация и проведение в ОАО «Газпром» работ по разработке, рассмотрению и согласованию проектов нормативных документов в области проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром»

Нужна помощь в написании курсовой?

Мы — биржа профессиональных

Источник: bank.nauchniestati.ru