Геолого-технический наряд (гтн)

Какие документы есть еще:

• Все документы из раздела «Наряд»
• Рубрикатор всех типовых образцов и бланков документов

Что еще скачать по теме «Наряд»:

• Наряд (распоряжение) на работу, определяющее место, время и условия производства работы, необходимые меры безопасности, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность работ
• Наряд на ведение огневых работ
• Наряд на выполнение работ, оплачиваемых по сдельной системе оплаты труда
• Наряд на захоронение в г. Дзержинский Московской области
• Наряд на отбор проб рудничного воздуха. Форма N 1

• Важные нюансы при покупке фирмы
• Процесс переписки квартиры на другого человека
• Процесс получения визы в США
• Процесс продажи машины
• Процесс строительства гаража (с бюрократической точки зрения)
• Строительство частного дома в городской черте

Геолого-технический наряд на бурение скважины

Геолого-технический наряд — это оперативный план работы, в котором в виде таблицы приводятся геологическая характеристика намечаемой к бурению скважины и основные технические и технологические решения. ГТН является технологическим руководством для рабочих, ведущих бурение скважины, поэтому его составление требует самого ответственного отношения. Разработка наряда ведется участковым геологом и инженером-технологом. Утверждает геолого-технический наряд главный инженер геологоразведочной партии.

Геолого-технический наряд составляется на бурение каждой глубокой скважины или группы мелких скважин, имеющих сходные геолого-технические условия бурения. Забури-вание и бурение скважины без ГТН запрещается.

ГТН составляют на основании: проектной конструкции скважины; выбранного бурового оборудования и инструмента; разработанной технологии бурения; намеченных исследований в скважине; проведения необходимых специальных работ в скважине. Геолого-технический наряд является обязательным документом к исполнению буровыми бригадами.

В ГТН учитываются все геолого-технические параметры при бурении скважины и необходимые комплексы исследований, для получения всех данных по полезному ископаемому и вмещающим породам.

ГТН состоит из трех основных частей: геологической, технико-технологической и исследовательской. В процессе бурения, особенно при бурении глубоких, искусственно направленных и других скважин, бурящихся в сложных условиях или на недостаточно изученных площадях, составители ГТН уточняют и заполняют фактический разрез, проставляют категорию пород по буримости и выход керна, вносят коррективы в технические и технологические параметры.

ГТН, подписанный исполнителями и утвержденный главным инженером предприятия, выдается буровому мастеру до забурки скважины. Буровая бригада перед началом работы изучает ГТН и руководствуется его требованиями в процессе бурения скважины.

Подробно составленный геолого-технический наряд оказывает большую помощь буровой бригаде. Однако нельзя ограничиться только составлением хорошего геолого-технического наряда, необходимо тщательно наблюдать за выполнением всех содержащихся в нем указаний по геолого-промысловым исследованиям.

Схема промывки скважины при бурении

На рис. 1 показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8.

Рисунок 1. Схема промывки скважины

Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.

Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется задвижками и контрольно — измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.

Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Процесс разработки можно условно разделить на четыре стадии:

1) рост добычи на начальном этапе разработки, обусловленный обустройством месторождения, вводом новых скважин;

2) максимальная добыча нефти в течение некоторого периода времени;

3) резкое падение добычи и значительный рост обводненности продукции скважин;

4) сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти и неуклонное нарастание обводненности; завершающая стадия добычи нефти.

Темп разработки месторождения, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения. Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе разработки месторождения, то изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии.

Добыча жидкости из месторождения — суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти и может отличаться от нее в несколько раз на третей и четвертой стадиях.

Нефтеотдача — отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Конечная нефтеотдача — отношение количества добытой нефти к первоначальным запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина зависит от содержание газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным: вблизи нагнетательных скважин оно повышается, вблизи добывающих — понижается.

Давление на устье р_у добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

Пластовая температура. В процессе разработки месторождения пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения.

Таблица 1. Пример коллекторских свойств продуктивных пластов некоторых месторождений УР

Принципиальная схема системы ППД методом заводнения

Рисунок 7. Схема БКНС

Блочные кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенных вод (как поверхностных, так и пластовых) в продуктивные горизонты.

Во избежание больших гидравлических потерь БКНС обычно располагают вблизи скважин. Современные БКНС полностью автоматизированы. Все операции по отключению рабочих агрегатов (элетродвигатель-насос) и включению резервного агрегата в аварийных случаях осуществляется аппаратурой блока местной автоматики с передачей в ЦДНГ или ЦИТС сигнала об аварии.

Блочные типовые кустовые насосные станции в зависимости от числа установленных насосов имеют производительность 3600, 7200 и 10800 м3/сут воды.

Рисунок 8. Схема БКНС

1 — магистральный водовод; 2 — приемный коллектор; 3 — дистанционно управляемые задвижки; 4 — центробежные насосы; 5 — электродвигатели; 6 — расходомеры; 7 — высоконапорный коллектор; 8, 9 — задвижки; 10 — сборный коллектор для сброса грязной воды при промывке и дренаже нагнетательных скважин.

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.

Осевая нагрузка определяется удельной нагрузкой на породоразрушающий инструмент, приходящейся на единицу площади торца или диаметра породоразрушающего инструмента либо на один его резец.

Параметром режима бурения, характеризующим вращение снаряда, является окружная скорость породоразрушающего инструмента — линейная скорость условной точки, находящейся на наружной поверхности работающего породоразрушающего инструмента.

Существуют прямая и обратная промывка скважины. При прямой промывке промывочная жидкость подаётся в скважину насосом через буровой снаряд и поднимается на поверхность по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины. При обратной — промывочная жидкость подаётся в скважину через кольцевой зазор между буровым снарядом и стенками скважины и поднимается на поверхность внутри бурового снаряда.

Выделяют местную циркуляцию промывочной жидкости, т. е. её замкнутое движение в определённом интервале скважины, и призабойную циркуляцию — местную циркуляцию промывочной жидкости в части ствола, примыкающей к забою скважины.