КОНТРОЛЬ ОСВОЕНИЯ МАТЕРИАЛА по дисциплине «БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

КОНТРОЛЬ ОСВОЕНИЯ МАТЕРИАЛА
по дисциплине
«БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ»
Основная литература
1 Бурение нефтяных и газовых скважин / В. Вадецкий. — М: Академия, 2003.
2. Беленьков А.Ф. Экономика геолого-разведочных работ: Учебно-методический
комплекс. - Новосибирск: НГАЭиУ, 2004
3. Основы нефтегазового дела: Учебник / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е
изд., доп. и испр. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.
4. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учеб. пособие / М.М.
Карибов, О.А. Гумеров. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.
5. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды:
Учеб. пособие / АА Ишмурзин, Р.А Храмов. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.
6. Миловидов К.Н. Экономика мировой нефтяной промышленности: Учебное
пособие. М.; РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2003.
7. Экономика химической отрасли. Учебное пособие для студентов ВУЗов И.А.
Садчиков, В.Е. Сомов, М.Л. Колесов, В.А. Балукова. Под ред. И.А.Садчикова
СПб. Химиздат. 2000 – 380 с.
Дополнительная литература
1. Комарова А.И., Миловидов К.Н., Николаева Е.А. и др. Анализ основных
показателей и тенденций развития ведущих мировых нефтяных компаний.
М.;ВНИИОЭНГ, 2001.
2. Буровое оборудование: Справочник. Т.1. — М: Недра, 2000.
3. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. —
М.: Недра, 1999.
4. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти.
– М.: Наука, 1999.
5. Палий А.О. Режимы разработки нефтяных месторождений. – М.: ГАНГ им.
И.М. Губкина, 1998.
6. Ю.П. Желтов. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998.
7. Калинин А.Г. Основы бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие.
- СПб.: Санкт.-Петерб. гос. горный ин-т, 1996.
8. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1993.
9. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. —
М.: Недра, 1993.
10. Экономика, организация и планирование геолого-разведочных работ: Учебник
/Э.А. Азроянц, В.Т. Борисович, З.М. Назарова и др. - М.: Недра, 1992.
11. Башкатов Д. Н. Прогрессивная технология бурения гидрогеологических
скважин. - М.: Недра, 1992.
12. Болтыров В.Б., Золоев К.К. Экология геолого-разведочных работ:
Методические рекомендации. - Свердловск, 1991.
13. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1986.
14. Володин Ю.И. Основы бурения: Учебник. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.:
Недра, 1986.
15. Технология бурения нефтяных и газовых скважин / М. Я. Беркович, М. Р.
Мавлютов, А. И. Спивак и др. — М.: Недра, 1969.
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ
КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ
Цель контрольной работы - углубление и закрепление студентами знаний,
полученных в процессе изучения настоящего курса, а также подготовка их к
успешной сдаче зачета.
Контрольная работа выполняется письменно на листах бумаги стандарта А4
(рукописно, либо с использованием любых средств печати или в электронном
виде)
Контрольная работа состоит из пяти заданий, в которых отражены основные
компоненты курса данной дисциплины.
Основная тематика курса в контрольных заданиях разбита произвольно, поэтому
ответы на данные вопросы желательно давать краткие и логичные
3. ВАРИАНТЫ КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ
Вариант 5
1. Устройство буровых установок для бурения скважин на нефть и газ. Примерная
стоимость буровых установок для бурения скважин на нефть и газ и затраты на
осуществление процесса бурения.
2. Долота для специальных целей. Их назначение, классификация и принцип
работы. Примерная стоимость бурового инструмента для специального бурения и
затраты на осуществление такого процесса бурения.
3. Основы бурения скважин винтовыми (объемными) забойными двигателями.
Технические и экономические особенности осуществления этого режима.
4. Понятие о газонефтяных месторождениях и экономические основы их
разработки.
5. Экономически обоснованный выбор насосного оборудования и режима работы
штанговых установок.
Лекции по дисциплине
«БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ»
1. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
1.1. Понятие о скважине
Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных
пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую
без доступа в нее людей, у которой длина во много раз превышает диаметр.
Верхняя часть скважины называется устьем, дно — забоем, боковая
поверхность — стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, — стволом
скважины. Длина скважины — это расстояние от устья до забоя по оси ствола,
а глубина — проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно
равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных
и искривленных скважин.
1.1. КОНСТРУКЦИЯ И НАЗНАЧЕНИЕ СКВАЖИНЫ
Нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные
дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. С их помощью
добывают нефть, нагнетают в пласты различные агенты, 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 (рис.).
Элементами конструкции скважин являются направление, кондуктор,
промежуточная и эксплуатационная колонны.
• Начальный участок скважин называют направлением. Направление - это
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;
Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород, его
необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим
образом. Сначала бурят шурф — колодец до глубины залегания устойчивых
горных пород (4 - 8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и
диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым
камнем и заливают цементным раствором.
Нижерасположенные участки скважины — цилиндрические. Сразу за
направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм.
Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных
стальных труб), которую называют кондуктором. Кондуктор - изолирует
водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает
возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от
200 до 800 м;
Рис.. Конструкция скважины
Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора
изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс
бурения.
• После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до
проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за
необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется
эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и
цементируют еще одну колонну, называемую промежуточной или технической.
Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина,
залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть
больше одной. Техническая колонна - служит для перекрытия пластов при
трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым
давлениям)
Последний участок скважины закрепляют эксплуатационной колонной.
Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для
нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в
нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в
продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и
стенкой скважины заполняют цементным раствором.
Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы
вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней
части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте,
простреливают (перфорируют) ряд отверстий в стенке обсадных труб и
цементной оболочке.
В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными
фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли
продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без
крепления ствола скважины.
Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой
(колонная головка, задвижки, крестовина и др.).
При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений
бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные,
эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.
Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных
бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.
Параметрические скважины закладываются в относительно изученных
районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив
нефтегазоносности.
Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей
и их подготовки к поисково-разведочному бурению.
Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных
залежей нефти и газа.
Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной
промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи,
получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а
также проектирования ее разработки.
Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой
разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.
Нагнетательные
скважины
используют
при
воздействии
на
эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т. д.).
Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей
(изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и
т.д.).
Кроме того, при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых
месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие
скважины.
1.2. Классификация способов бурения
Классификация способов бурения на нефть и газ приведена на рис. 1.1.
Рис. 1.1. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ
По способу воздействия на горные породы различают механическое и
немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент
непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при
немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с
породой источника воздействия на нее.
Немеханические
способы
(гидравлический,
термический,
электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и
газовых скважин в настоящее время не применяются.
Механические способы подразделяются на ударное и вращательное
бурение.
При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом,
подвешенным на канате. Буровой инструмент включает в себя также ударную
штангу и канатный замок. Он подвешивается на канате, который перекинут через
блок, установленный на какой-либо мачте. Возвратно-поступательное движение
бурового инструмента обеспечивает буровой станок.
По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины
обеспечивается поворотом долота во время работы.
Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент
периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на
длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости
(пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан
открывается, и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан
закрывается и смесь извлекается наверх
По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой
инструмент, и бурение продолжается.
Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу,
длину которой наращивают по мере углубления забоя.
В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное
бурение в нашей стране не применяют.
Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного
бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются
вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент
передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну
бурильных труб (роторное бурение), или от забойного двигателя (турбобура,
электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над
долотом.
Турбобур — это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с
помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости.
Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от
проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.
Винтовой двигатель — это разновидность забойной гидравлической
машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в
механическую энергию вращательного движения использован винтовой
механизм.
По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и
колонковое бурение.
При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади
забоя.
Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу
с целью извлечения керна. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и
строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.
Все буровые долота классифицируются на три типа:
1)долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями
(лопастные долота);
2)долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями,
расположенными на шарошках (шарошечные долота);
3)долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными
зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части
долота (алмазные и твердосплавные долота).
1.3. Буровые установки, оборудование и инструмент
Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок,
оборудования и инструмента.
Буровая установка — это комплекс наземного оборудования,
необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой
установки входят (рис. 1.2):
• буровая вышка;
• оборудование для механизации спуско-подъемных операций;
• наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении;
• силовой привод;
• циркуляционная система бурового раствора;
• привышечные сооружения.
Буровая вышка — это сооружение над скважиной для спуска и подъема
бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб,
размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между
собой длиной 25...36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой
бригады от ветра и атмосферных осадков.
Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Башенная вышка
представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду
решетчатой конструкции. Вышки мачтового типа бывают одноопорные и
двухопорные (А-образные). А-образные вышки более трудоемки в изготовлении и
поэтому более дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на
место и затем монтировать.
Основными параметрами вышки являются грузоподъемность, высота,
емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и
нижнего оснований, длина свечи, масса.
Грузоподъемность вышки — это предельно допустимая вертикальная
статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла
проводки скважины.
Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из
скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных
операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо
разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента.
Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины
бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения
скважин на глубину 300 - 500 м используется вышка высотой 16 - 18 м, глубину
2000 - 3000 м — высотой — 42 м и на глубину 4000 - 6500 м — 53 м.
Емкость «магазинов» показывает, какая суммарная длина бурильных труб
диаметром 114 - 168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость
«магазинов» говорит о том, на какую глубину может быть осуществлено бурение
с помощью конкретной вышки.
Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы
буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного
инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего
основания вышек составляет 2x2 м или 2,6x2,6 м, нижнего — 8x8 м или 10x10 м.
Общая масса буровых вышек равна нескольким десяткам тонн.
Рис. 1.2. Бурение скважины
Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает в
себя талевую систему и лебедку.
Талевая система состоит из неподвижного кронблока, установленного в
верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком
талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом
(системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном для
уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости
движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.
Иногда применяют крюкоблоки — совмещенную конструкцию талевого
блока и бурового крюка.
На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении — с
помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях — с помощью штропов и
элеватора.
Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:
1)спуска и подъема бурильных и обсадных труб;
2)удержания на весу бурильного инструмента;
3)подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в
процессе монтажа установок и т. п.
Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей
грузоподъемности.
Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых
соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для
механизированного захвата и освобождения бурильных труб.
Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении,
включает в себя вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор.
Вертлюг — это механизм, соединяющий невращающиеся талевую систему
и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий
ввод в них промывочной жидкости под давлением (рис. 1.3).
Рис. 1.3. Вертлюг:
1 — подшипники; 2 — корпус; 3 — сальники; 4 — штроп; 5 — напорная труба;
6 — крышка корпуса; 7 — ствол
Корпус (2) вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с
помощью штропа (4). В центре корпуса проходит напорная труба (5),
переходящая в ствол (7), соединенный с бурильными трубами. Именно к
напорной трубе присоединяется напорный рукав для подачи промывочной
жидкости в скважину. Напорная труба и ствол жестко не связаны, а последний
установлен в корпусе (2) на подшипниках (1), чем обеспечивается неподвижное
положение штропа, корпуса и напорной трубы при вращении бурильных труб
вместе со стволом. Для герметизации имеющихся зазоров между неподвижной и
подвижной частями вертлюга предназначены сальники (3).
Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину.
При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые
двухцилиндровые насосы двойного действия.
Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной
жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.
Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту,
поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает
реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем.
Ротор состоит из станины, во внутренней полости которой установлен на
подшипнике стол с укрепленным зубчатым венцом, вала с цепным колесом с
одной стороны и конической шестерней с другой, кожуха с наружной рифленой
поверхностью, вкладышей и зажимов для ведущей трубы. Во время работы
вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу
и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы,
зажатой в роторном столе зажимами.
Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки
— он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.
Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизельэлектрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод применяют в
районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности.
Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока
отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой надежностью и
экономичностью, но применим только в электрифицированных районах.
Дизель-электрический привод от дизеля, который вращает генератор,
питающий, в свою очередь, электродвигатель.
Дизель-гидравлический привод состоит из двигателя внутреннего сгорания
и турбопередачи.
Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не
содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соединительных
частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы
лебедки или ротора в широком диапазоне.
Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от
1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на привод буровых
насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия
потребляется лебедкой, а остальная часть — компрессорами, вырабатывающими
сжатый воздух, используемый в качестве источника энергии для автоматического
бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клинового захвата
и др.
Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки
отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки
очищенного раствора в скважину. Она включает в себя систему отвода
использованного раствора от устья скважины, механические средства отделения
частичек породы (вибросито, гидроциклоны), емкости для химической обработки,
накопления и отстоя очищенного раствора, шламовый насос, блок приготовления
свежего раствора и буровые насосы для закачки бурового раствора по
нагнетательному трубопроводу в скважину.
К привышечным сооружениям относятся:
1)
помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов
лебедки;
2)
насосное помещение для размещения буровых насосов и их
двигателей;
3) приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового
технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;
4) запасные резервуары для хранения бурового раствора;
5) трансформаторная площадка для установки трансформатора;
6)площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового
раствора и хранения сухих материалов для него;
7)стеллажи для размещения труб.
В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур,
электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над
долотом.
Турбобур — это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350),
каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом
турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с
лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на
создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т. д. Хотя
каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря
их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается
достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.
При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная
жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру.
С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от
бурильной колонны.
При бурении с помощью электробура питание электродвигателя
осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом
случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и
бурильная колонна остаются неподвижными.
Основными элементами винтового двигателя являются статор и ротор.
Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность
стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной
винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде многозаходного
винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.
Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также
вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора их
контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей — шлюзов
между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного
давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через
двигатель, а самое главное — именно в них давление жидкости создает
вращающий момент, передаваемый долоту.
Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основной
(долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы).
Как уже отмечалось, долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и
твердосплавные (рис. 4).
Лопастные долота (рис. 1.4 а) выпускаются трех типов: двухлопастные,
трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти
врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента — скалывают ее. В
корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной
колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с.
Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных
породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном
бурении).
Рис. 1.4 а. Лопастное долото:
1 — головка с присоединительной резьбой; 2 — корпус; 3 — лопасть; 4 —
промывочное отверстие; 5 — твердосплавное покрытие; 6 — режущая кромка
Шарошечные долота (рис. 1.4 б) выпускаются с одной, двумя, тремя,
четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение
получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки,
перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со
скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и
скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном
бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств.
Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химикотермической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся
деталей, а сами зубцы изготавливаются из твердого сплава.
Рис.1.4 б. Шарошечное долото:
1 — корпус с резьбовой головкой; 2 — лапа с опорой; 3 — шарошка
Алмазные долота (рис. 1.4 в) состоят из стального корпуса и
алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной
шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в
форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона —
шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.
Рис. 1.4 в. Алмазное долото:
1 —корпус; 2 —матрица; 3 —алмазные зерна
Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и
ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали,
оснащенные алмазами, и промывочные отверстия. Долота этого типа
предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных
пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде
радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними
размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для
бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при
роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота
имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при
роторном, так и при турбинном способах бурения при проходке малоабразивных
мягких и средней твердости пород.
Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения,
снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая
износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200 - 250 ч непрерывной
работы. Благодаря этому сокращается число спуско-подъемных операций. Одним
алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15 - 20 шарошечными
долотами.
Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов
они армированы сверхтвердыми сплавами.
Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при
роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с
забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора
на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота,
подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т. п.
Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как
правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между
собой с помощью бурильных замков. Для обеспечения прочности резьбовых
соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы
могут быть цельными и с приварными соединительными концами. У цельных
труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.
При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные
трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127 и 140 мм. Толщина
стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина — 6, 8 и 11,5 м.
Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
Их назначением являются создание нагрузки на долото и повышение
устойчивости нижней части бурильной колонны.
Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к
бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от
бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как
правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в
роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим — к
обычной бурильной трубе круглого сечения.
Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки
скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы
увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а
при большой — затрудняется их транспортировка.
Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из
замкового ниппеля и замковой муфты.
Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования,
расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками,
забойный двигатель и долото), называется бурильной колонной.
1.4. Цикл строительства скважины
В цикл строительства скважины входят:
1)подготовительные работы;
2)монтаж вышки и оборудования;
3)подготовка к бурению;
4)процесс бурения;
5)крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
6)вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой,
прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения,
водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют
площадку.
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой
для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются
разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в
обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность
в расположении всех элементов буровой.
Рис. 1.5. Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей
и материалов на буровой вышке:
1 — буровая вышка; 2 — лебедка; 3 — ротор; 4 — бурильные трубы; 5 —
стеллажи; 6 — инструментальная площадка; 7 — площадка отработанных долот;
8 — хозяйственная будка; 9 — площадка глинохозяйства; 9 -— площадка
глинохозяйства; 10 — площадка ловильного инструмента; 11 — площадка
горюче-смазочных материалов; 12 — приемные мостки; 13 — верстак слесаря; 14
— стеллаж легкого инструмента; 15 — очистная система; 16 — запасные емкости;
17 — глиномешалка; 18 — силовой привод; 19 — насосы
В общем случае (рис. 1.5) в центре буровой вышки (1) помещают ротор (3),
а рядом с ним — лебедку (2). За ней находятся буровые насосы (19), силовой
привод (18), площадка горюче-смазочных материалов (11), площадка для
хранения глинопорошка и химреагентов (9) и глиномешалка (17). С
противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента
(14), стеллажи (5) для укладки бурильных труб (4), приемные мостки (12),
площадка отработанных долот (7) и площадка ловильного инструмента (10),
который используют для ликвидации аварий. Кроме того, вокруг буровой
размещаются хозяйственная будка (8), инструментальная площадка (6), очистная
система для использованного бурового раствора (15) и запасные емкости для
хранения бурового раствора, химических реагентов и воды (16).
Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный,
мелкоблочный и крупноблочный.
При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных
агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный
или воздушный транспорт. При мелкоблочном методе буровая установка
собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой
основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки. При
крупноблочном методе установка монтируется из 2 - 4 блоков, каждый из
которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.
Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок
и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и
дальности их транспортировки.
После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком,
вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее
проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром
ротора.
Подготовка к бурению включает в себя устройство направления и
пробный пуск буровой установки.
Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с
очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора,
поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары
буровых насосов.
Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.
Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и
вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом
воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой
располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и
помещение для проведения анализов бурового раствора.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и
узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе
квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу
вращение долоту. Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача)
бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части
передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы. В
процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая
труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб.
Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают
промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько,
чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического
клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу
отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф
— слегка наклонную скважину глубиной 15 - 16 м, располагаемую в углу
буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке
очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных
труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину
и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом
и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с
колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой
насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в
его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают
на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют
ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают
колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи,
подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец
ее устанавливают на специальную площадку — подсвечник, а верхний — на
специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности
поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают
спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке,
обратном подъему бурильного инструмента из скважины.
Крепление
скважины
осуществляют
обсадными
трубами
и
тампонированием затрубного пространства. Целью тампонажа является
разобщение продуктивных пластов.
Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их
изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение
нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения
проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают
вторично перфорационным способом.
После этого скважину осваивают, т. е. вызывают приток в нее нефти и
газа, для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из
следующих способов:
1)заменой бурового раствора, заполняющего ствол скважины после
бурения, на более легкую жидкость — воду или нефть;
2)поршневанием (свабированием) — снижением уровня жидкости в
скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном
канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который
открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ.
При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над
поршнем, выносится на поверхность.
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового
раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора
газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.
Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий
может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.
После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а
вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста
или перетаскивают на следующий куст.
1.5. Промывка скважин
Промывка скважин — одна из самых ответственных операций,
выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось
очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а
также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции
бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:
1)вынос частиц выбуренной породы из скважины;
2)передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;
3)предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;
4)удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при
прекращении циркуляции;
5)охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
6)уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;
7)предотвращение обвалов пород со стенок скважины;
8)уменьшение
проницаемости
стенок
скважины,
благодаря
коркообразованию.
Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду
требований:
1)выполнять возложенные функции;
2)не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные
двигатели (коррозия, абразивный износ и т. д.);
3)легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;
4)быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;
5)быть удобными для приготовления и очистки;
6)быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного
использования.
При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве
промывочных жидкостей используются:
• агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые
растворы, глинистые и неглинистые растворы);
• агенты на углеводородной основе;
• агенты на основе эмульсий;
• газообразные и аэрированные агенты.
2. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
2.1. Добыча нефти и газа. Этапы и режимы добычи нефти и газа.
Процесс добычи нефти и газа включает в себя три этапа. Первый —
движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно
создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется
разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап — движение
нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют
эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап — сбор продукции
скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе
этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода
собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается
обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется
потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары
воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные (углекислый газ)
компоненты, а также механические примеси.
Рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.
Разработка нефтяных и газовых месторождений. Разработка нефтяного
или газового месторождения — это комплекс мероприятий, направленных на
обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин,
предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин
на площади, очередность их бурения и ввод в эксплуатацию, установление и
поддержание определенного режим их работы.
Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией,
которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется
на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:
1) напором краевых (контурных) вод;
2) напором газовой шапки;
3)энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении
давления;
4) энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их
порода;
5) силой тяжести, действующей на жидкость.
Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта создают
давление в нефти и газе, заполняющих поры продуктивного пласта. Аналогичное
действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через
поверхность газонефтяного контакта.
Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления,
способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое
уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем
занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически
неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из
растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.
Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в
следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение
пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода
разжимаются, замедляя темп его падения.
Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в
пониженные, где расположены забои скважин.
В зависимости от источника пластовой энергии, обусловливающего
перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов
работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный,
растворенного газа и гравитационный (рис. 2.1.).
Рис. 2.1. Типы режимов нефтяного пласта: а — жестководонапорный; б —
газонапорный, в — растворенного газа; г — гравитационный
При жестководонапорном режиме (рис. а) источником энергии является
напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет
атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной
особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт
вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом
непрерывно перемещается и сокращается.
Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды
достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта,
и вместо нефти начинает добываться только вода.
На практике есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных
месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с
тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой
вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды
происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.
При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается
самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5 - 0,8.
При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что
скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком
быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора
нефти и давление в пласте будет падать, а фонтанирование прекратится.
При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой
энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под
действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти
давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит
скважин.
Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то,
что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы
водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).
Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте,
отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и
питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15% нефти
от промышленных запасов.
Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может
достигать 0,8.
При газонапорном режиме (рис. б) источником энергии для вытеснения
нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер,
тем дольше в ней снижается давление.
В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс
вытеснения
нефти
расширяющимся
газом
обычно
сопровождается
гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх,
пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере
понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным
скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация
прекращается, так как в противном случае расходование энергии расширения газа
газовой шапки будет нерациональным.
Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4
- 0,6.
При режиме растворенного газа (рис. в) основным источником пластовой
энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения
пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное.
Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.
Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и
составляет 0,15 - 0,3. Причина этого заключается в том, что запас энергии газа
часто полностью истощается намного раньше, чем Успевают отобрать
значительные объемы нефти.
Гравитационный режим (рис. г) имеет место в тех случаях, когда
давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а Имеющаяся в нем
нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в
скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается
механизированным способом.
Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы,
то такой режим ее работы называется смешанным.
При разработке газовых месторождений гравитационный режим и
режим растворенного газа отсутствуют.
Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в
большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты
отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта
препятствует достаточно много факторов, в частности силы трения, силы
поверхностного натяжения и капиллярные силы.
Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи
применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и
призабойную зону. Их можно разделить на три группы:

методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в
газовую шапку пласта);

методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны
(солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и
др.);

методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.
Искусственное поддержание пластового давления достигается методами
законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой
газа в газовую шапку пласта.
Метод законтурного заводнения (рис. 2.2.) применяют при разработке
сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в
пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром
нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины
располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.
В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в
нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.
Рис. 2.2. Схема законтурного заводнения: 1 — нагнетательные скважины; 2 —
эксплуатационные скважины; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 —
направление действия давления
Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с
низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой.
Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура
нефтеносности, либо непосредственно на нем.
Метод внутриконтурного заводнения (рис. 2.3.) применяется для
интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную
площадь.
Рис. 2.3. Схемы внутриконтурного заводнения: 1 — нагнетательные скважины; 2 —
эксплуатационные скважины; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 —
направление действия давления
Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании»
месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется
нечто подобное законтурному заводнению.
Следует отметить, что методами заводнения искусственно создается
жестководонапорный режим работы залежи.
Для поддержания пластового давления применяют также метод закачки
газа в газовую шапку нефтяного пласта (рис. 2.4). В этих целях используют
нефтяной газ, отделенный от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа
увеличивается давление на нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин
растут.
Рис. 2.4. Схема расположения скважин при закачке газа в пласт: 1 — нагнетательные
скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 —
направление действия давления; 5 — контур газоносности
В качестве нагнетательных в этом случае используют отработавшие
нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пласта, или бурят
специальные скважины. Нагнетание газа в пласт производят при давлениях выше
пластового на 10 - 20%.
Как видно, при закачке газа в газовую шапку искусственно создается
газонапорный режим работы залежи. В настоящее время этот метод применяют
редко в связи с дороговизной процесса и дефицитностью самого газа.
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко
применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.
По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно
уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны —
заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми
остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями
парафина, гидратами (в газовых пластах) и т. д. Для увеличения проницаемости
пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические
методы.
К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП),
гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин.
Гидроразрыв пласта (рис. 2.5) производится путем закачки в него под давлением
до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазута,
керосина, дизельного топлива) и других жидкостей. В результате этого в породах
образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы
предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные
и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.
Рис. 2.5. Применение гидроразрыва пласта и кислотной обработки скважин: а — пласт
перед воздействием; б — пласт после гидроразрыва; в — пласт (призабойная зона)
после кислотной обработки; 1 — обсадная труба; 2 — ствол скважины; 3 — насоснокомпрессорные трубы; 4 — трещины в породе, образовавшиеся после
гидроразмыва; 5 — порода, проницаемость которой увеличена в результате
кислотной обработки
Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости
пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2 3 раза.
Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках
эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения
продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной
струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая
жидкость с содержанием песка 50 - 200 г/л закачивается в скважину с расходом 3 4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200 - 260 м/с, а
перепад давления — 18 - 22 МПа. При данных условиях скорость перфорации
колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.
Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта
взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают
соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротила, гексогена, нитроглицерина,
динамита) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная
волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок
эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание
отложений (солей, парафина и др.).
В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов
взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.
К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся
обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.
Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной,
серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НСI 8 - 15% концентрации
растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие
продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы.
Плавиковая кислота НF в смеси с соляной предназначается для воздействия
на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры
пласта во время бурения или глушения скважины.
Уксусная кислота СН3СООН добавляется в соляную кислоту для
замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому
активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того,
уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает
выпадение в осадок гидрата окиси железа Fе(ОН)3.
При закачке в скважину концентрированной серной кислоты Н2SO4
положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты,
выделяющейся в процессе ее смешения с водой, снижается вязкость нефти и
соответственно увеличивается дебит скважины. Во-вторых, при смешении серной
кислоты с нефтью образуются ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в
скважину.
Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на
продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее
взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде
сульфат кальция СаSO4, ухудшающий проницаемость призабойной зоны.
Концентрированная серная кислота (98%) не разрушает металла. Коррозия
начинается только при ее разбавлении водой.
Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды
и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что,
попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку
нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода
вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых
каналов и уменьшает дебит скважины.
Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного
натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер
капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается
их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в
породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает
фильтрацию последней.
С помощью химреагентов и органических растворителей (СНПХ-7р-1, СНПХ7р -2, газового конденсата, газового бензина, толуола и др.) удаляют асфальтосмолистые и парафиновые отложения.
К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся
тепловые обработки и вибровоздействия.
Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальтосмолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар,
электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную
электромагнитоакустическую обработку.
При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке
пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы
обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно
создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты
колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате
чего возникнут нарушения в пористой среде, т. е. увеличится проницаемость
пласта.
Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости
пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет
более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и
наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением
методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.
Для повышения нефтеотдачи применяются следующие способы:
• закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;
• вытеснение нефти растворами полимеров;
• закачка в пласт углекислоты;
• нагнетание в пласт теплоносителя;
• внутрипластовое горение;
• вытеснение нефти из пласта растворителями.
При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижаетcя
поверхностное натяжение на границе нефть—вода, что способствует дроблению
глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде» для
перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно
резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой,
благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности
породы. Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении
пластов не превышает 0,05%.
При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что
сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим
увеличением притока к эксплуатационной скважине.
Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении
температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и
парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую
нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки
существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей
повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.
Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с
температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и
увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее
асфальтенов, смол и парафинов.
Метод внутрипластового горения (рис. 2.6) заключается в том, что после
зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной)
скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного
нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом.
Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с
пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются
через них на поверхность.
Рис. 2.6. Схема внутрипластового очага горения:
1 — нагнетательная (зажигательная) скважина; 2 — глубинный нагнетатель; 3 —
выгоревшая часть пласта; 4 — очаг горения; 5 — обрабатываемая часть пласта
(движение нефти, газов, паров воды); 6 — эксплуатационная скважина
При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве
вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан,
бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая
ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.
Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки скважин,
гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под
вакуумом.
2.2. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на
следующие группы:
1. фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
2. с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне
(компрессорный способ)
3. насосный способ — извлечение нефти с помощью насосов различных
типов.
Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины
пластового давления и глубины залегания пласта.
Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико. В этом
случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насоснокомпрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования
является превышение пластового давления над гидростатическим давлением
столба жидкости, заполняющей скважину.
Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 2.7.
Рис. 2.7. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти: 1 — эксплуатационная
колонна; 2 — насосно-компрессорные трубы; 3 — башмак; 4 — фланец; 5 — фонтанная
арматура; 6 — штуцер
Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне
эксплуатационных труб (1). Внутри эксплуатационной колонны находятся
насосно-компрессорные трубы (2). Нефть поступает в них через башмак (3).
Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец (4) соединяется с
фонтанной арматурой (5). Фонтанная арматура представляет собой систему труб с
задвижками. К этой системе присоединен штуцер (6), представляющий собой
стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение
штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем
дросселирования давления на выходе из нее.
Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную
работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям
притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.
Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где
происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.
Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на
начальном этапе разработки месторождений.
Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ
поступает на поверхность за счет пластового давления.
Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при
котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым
газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.
Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис.
2.8.
Рис. 2.8. Устройство скважины для компрессорной добычи нефти: 1 — обсадная труба; 2
— подъемная труба; 3 — воздушная труба
При компрессорном способе в скважину опускают две соосные трубы.
Внутреннюю (2), по которой смесь извлекается наверх, называют - подъемной, а
наружную (3), по затрубному пространству между которой и трубой (2) в скважину
под давлением подается газ, - воздушной. Подъемная труба короче воздушной.
Механизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 2.9).
Рис. 2.9. Механизм компрессорной добычи нефти
При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в
подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он
смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе
становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого, чтобы
уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб
смеси в подъемной трубе (2) удлиняется, достигает поверхности земли и поступает
в выкидную линию скважины.
В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину,
различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент —
природный газ) и эрлифт (рабочий агент — воздух). Применение эрлифта менее
распространено, так как при контакте с воздухом нефть окисляется.
Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные
компрессорные станции.
Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин
являются:
1) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет
эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);
2) доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все
оно размещается на поверхности земли);
3)простота регулирования дебита скважин.
Однако у способа имеются и недостатки:
1) высокие
капитальные
вложения
на
строительство
мощных
компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;
2) низкий КПД газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина».
Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную
скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых
пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.
В зависимости от конкретных условий месторождений и геологотехнических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический
газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в
скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое
количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими
забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном
давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух
способов, который имеет лучшие показатели (например меньший расход
нагнетаемого газа).
Принципиальная схема газлифтного цикла приведена на рис. 2.10.
Рис. 2.10. Схема газлифтного цикла при добыче нефти:
1 —газовая скважина высокого давления; 2, 4, 8 — газовый сепаратор; 3 —
теплообменник; 5 — газораспределительная батарея; 6 — газлифтная скважина; 7 —
газонефтяной сепаратор; 9 — компрессорная станция; I — газ высокого давления
из газовой скважины; II — продукция газлифтной скважины; III — нефть; IV — газ
низкого давления, содержащий капельную нефть; V— газ низкого давления,
очищенный от нефти; VI — сжатый газ в систему промыслового сбора; VII — газ
высокого давления после компрессорной станции
При наличии газовой скважины высокого давления реализуется
бескомпрессорный лифт. Газ из скважины (1) через газовый сепаратор (2)
подается в теплообменник (3). Нагретый газ после дополнительной очистки в
сепараторе (4) проходит через газораспределительную батарею (5) и направляется
к газлифтным скважинам (6). Продукция скважин направляется в газонефтяной
сепаратор (7), после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий
капельки нефти, проходит дополнительную очистку в сепараторе (8) и после
сжатия в компрессорной станции (9) поступает в систему промыслового сбора.
Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта используется
попутный нефтяной газ. После компримирования газ из компрессорной станции (9)
последовательно проходит теплообменник (3), газовый сепаратор (4) и т. д., пока
вновь не поступит на станцию (9). В данном случае используется замкнутый
газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно
используется для подъема жидкости.
При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на
поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.
Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной
конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством
штанги (рис. 2.11).
Рис. 2.11. Схема добычи нефти с помощью штангового насоса: 1 — всасывающий
клапан; 2 — нагнетательный клапан; 3 — штанга; 4 — тройник; 5 — устьевой сальник;
6 — балансир станка-качалки; 7 — кривошипно-шатунный механизм; 8 —
электродвигатель; 9 — головка балансира; 10 — насосные трубы
В нижней части насоса установлен всасывающий клапан (1). Плунжер
насоса, снабженный нагнетательным клапаном (2), подвешивается на насосной
штанге (3). Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник (5) и
соединяется с головкой балансира станка-качалки (6). При помощи кривошипношатунного механизма (7) головка балансира (9) передает возвратно-поступательное
движение штанге (3) и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в
действие электродвигателем (8) через систему передач.
Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний
клапан (2) закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба
жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В
это же время открывается приемный клапан (1) и жидкость поступает в цилиндр
насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний
открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса
в насосные трубы (10).
При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень
последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную
линию через тройник (4).
Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность
обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных
скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины
эксплуатации.
В связи с этим в последние годы при эксплуатации нефтяных скважин все
шире применяются бесштанговые насосы (погружные электроцентробежные
насосы, винтовые насосы и др).
Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса
(ЭЦН) приведена на рис. 2.12.
Рис. 2.12. Схема установки ЭЦН в скважине: 1 — центробежный многоступенчатый
насос; 2 — погружной электродвигатель; 3 — подъемные трубы; 4 — обратный
клапан; 5 — устьевая арматура
Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник
электропитания на схеме условно не показаны.
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из
промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по
бронированному кабелю поступает к электродвигателю (2). Вращая вал насоса (1),
электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит
через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам (3) на
поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных
труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан (4).
Погружной электроцентробежный насос представляет собой набор
отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное
колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены
на один вал, жестко соединенный с валом погружного электродвигателя. Каждая
из ступеней ЭЦН развивает напор 3 – 5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в
800 - 1000 м в корпусе насоса монтируют 150 - 200 ступеней.
Существенными недостатками электроцентробежных насосов являются их
низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м3/сут.;
снижение подачи, напора и КПД при увеличении вязкости откачиваемой смеси, а
также при увеличении свободного газа на приеме насоса.
Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно
недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия, подача которого
прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При
вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей,
которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними
перемещается и откачиваемая жидкость.
Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке
высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при
применении ЭЦН.
Для насосной эксплуатации скважин используются также диафрагменные,
гидропоршневые и струйные насосы.
3. ЭКОНОМИКА БУРЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ СКВАЖИН
3.1. ОСНОВЫ ЭКОНОМИКИ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ,
БУРЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ СКВАЖИН
Экономика бурения и разработки скважин как наука, это сложный инструмент
развития добывающей промышленности.
В первом приближении «Основы экономики геолого-разведочных работ, бурения
и разработки скважин» должны включать в себя экономические аспекты
процессов:
геолого-разведочных работ;
бурения;
разработки и внедрение в эксплуатацию скважин.
Эти основные разделы должны включать экономические аспекты процессов:
- геолого-разведочных работ;
- заводнения и других приемов нефте и газоотдачи пластов;
- добычу нефти и газа (сбор из скважин/ их первичную переработку на
промыслах, транспортировку и перекачивание её первичным /коллекторные сети/
и вторичным потребителям /нефте- и газопроводы до НПЗ или ГПЗ)
3.2. СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:
I — нарастающая добыча нефти;
II — стабилизация добычи нефти;
III — падающая добыча нефти;
IV — поздняя стадия эксплуатации залежи.
На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивается в
основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях
высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добывается безводная нефть,
а также несколько снижается пластовое давление.
Вторая стадия — стабилизация нефтедобычи — начинается после
разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала
несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться.
Увеличение добычи нефти достигается:
1)
сгущением сетки скважин;
2)
увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания
пластового давления;
3)
проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и
по повышению проницаемости пласта и др.
Задачей разработчиков является максимально возможное продление второй
стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин
появляется вода.
Третья стадия — падающая добыча нефти — характеризуется снижением
нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим
падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа
падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также
загущением закачиваемой в пласт воды.
В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80 - 90%
промышленных запасов нефти.
Четвертая стадия — поздняя стадия эксплуатации залежи —
характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими
отборами воды. Она может длиться достаточно долго — до тех пор, пока добыча
нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются
вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из
пласта.
При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим
периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее
0,3 МПа.
3.3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Проект разработки — это комплексный документ, являющийся программой
действий по разработке месторождения.
Исходным материалом для составления проекта является информация о
структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и
конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и
воды.
Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата.
Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежей
подсчитывают,
умножая
площадь
нефтеносности
на
эффективную
нефтенасыщенную толщину пласта, эффективную пористость, коэффициент
нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхностных условиях и величину,
обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого
находят промышленные (или извлекаемые) запасы нефти, умножая величину
общих геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи.
После утверждения запасов производится комплексное проектирование
разработки месторождения. При этом используются результаты пробной
эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их
производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей,
положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.
В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения,
под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин,
последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах
эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой
энергии в залежах.
Число
скважин
должно
обеспечивать
запланированную
на
рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.
Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно.
При этом различают равномерности и неравномерности двух видов:
геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно
размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пятии шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически
равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся
одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.
Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи,
ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т. д.
Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих
факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений,
наличия буровых установок и т. д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие»
схемы разбуривания скважин.
В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади
залежи, а затем «сгущают» ее, т. е. бурят новые скважины между уже
существующими.
Во втором — первоначально бурятся все проектные скважины, но на
отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на
других участках.
«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке
крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных
пластов, а «ползущую» — на месторождениях со сложным рельефом местности.
Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что
добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и
мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других
факторов.
Установление технологических режимов эксплуатации добывающих
скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата).
Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния
разработки залежей (положения контура газо- или нефтеносности, обводненности
скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа
эксплуатации скважин и др.).
Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах
должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления
(заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.
Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие
коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей
среды при минимальных приведенных затратах.
Таким образом, целью поисково-разведочных работ является выявление,
оценка запасов и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа. В
ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические,
гидрогеохимические методы, а также бурение скважин и их исследование.
Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных
пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую
без доступа в нее людей, у которой длина во много раз превышает диаметр.
Процесс добычи нефти и газа включает в себя три этапа. Первый —
движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно
создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется
разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап — движение нефти
и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют
эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап — сбор продукции
скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. На этом
этапе нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода
собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается
обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется
потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды,
коррозионно-активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты,
а также механические примеси.
3.4. ОСНОВЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки
нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления
капитального строительства на каждом нефтяном промысле.
Для подсчета запасов нефти и газа применяют следующие методы:
1. объемный метод - наиболее точный и распространенный, применяется на всех
стадиях изучения геологического строения месторождения;
2. метод материального баланса - используется в основном при подсчете запасов
газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда
невозможно определить объем пор;
3. метод натурного моделирования - применяется для определения оставшихся
запасов нефти при разработке месторождения.
Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле
Q = Vmkнηnδ/b,
где Q - промышленные запасы, т;
V- объем нефтенасыщенных пород, м3;
kн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;
ηn - коэффициент извлечения нефти, доли единицы;
δ - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м3;
b - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарной
нефти занимает в пластовых условиях.
Значения величин m, kн, ηn, δ и b определяются путем лабораторных
исследований.
Объем нефтенасыщенных пород V при подсчете запасов категории А
определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С 1, по формуле
V = S•h•cosα',
где S- нефтеносная площадь на поверхности, м2;
h - средняя эффективная мощность пласта, м;
а' - угол падения пласта.
Методы материального баланса и натурального моделирования
применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке
месторождений, поэтому в настоящей главе они не рассматриваются.
3.4.1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И ОРГАНИЗАЦИЯ
БУРЕНИЯ
Рассмотрим основные показатели бурения и строительства скважин в
целом.
Механическая скорость VМ:
VМ = h/t
где h - проходка, м;
t - продолжительность механического разрушения горных пород на забое
или время проходки интервалов, ч.
Таким образом, VМ - средняя скорость углубления забоя. Она может
рассчитываться по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей скважине и
т.д.
Рейсовая скорость Vр:
Vр = hД/(tб+ tспо)
где hД - проходка на долото, м;
tб - продолжительность работы долота на забое, ч;
tспо - продолжительность спуска и подъема долота, наращивания
инструмента, ч.
Проходка на долото - очень важный показатель, определяющий расход
долот на бурение скважины, потребность в них по площади УБР.
Техническая скорость VТ (м/ст.-мес.) отражает технические и
технологические возможности буровых установок, способов, режимов бурения
буровой бригады:
VТ = L/Тпр
где L - глубина скважины, м;
Тпр - производительное время работы буровой бригады (мес), оно включает
все время механического бурения, спуско-подъемных операций, крепления,
нормативное время на ремонт, вспомогательные работы и т.д.
Коммерческая (общая) скорость VК (м/ст.-мес):
VК = L/ТК
где ТК -календарное время от начала подготовительных работ к бурению до
сдачи скважины в эксплуатацию (или бригадам по испытанию скважин), мес.
Коммерческая скорость определяет, сколько скважин, тысяч метров
пробурено буровой бригадой за месяц, квартал, год, сколько бригад надо иметь,
чтобы выполнить план и т.д.
Цикловая скорость VЦ (м/ст.-мес):
VЦ = L/ТЦ
где ТЦ - календарное время от начала строительно-монтажных работ до
окончания демонтажа буровой установки, мес.
Цикловая скорость характеризует использование буровых установок,
являющихся основными фондами. Она позволяет определить, сколько буровых
установок необходимо иметь для выполнения планового объема работ.
Общий уровень организации буровых, строительно-монтажных работ четко
проясняется при сравнении цикловой, коммерческой и технической скоростей
бурения. Чем лучше организация строительно-монтажных работ, тем ближе VЦ и
VК; чем совершеннее технология бурения, меньше аварий, тем VК ближе к VТ.
Передовые строительно-монтажные бригады перебазируют тяжелые
буровые установки за несколько часов, а в год монтируют свыше 200 буровых.
В ЗапсиббурНИПИ была выполнена работа по крупноблочному монтажу
бурового оборудования. Монтаж-демонтаж крупных блоков сводился к сборке и
разборке коммуникаций между блоками. Транспортировка блоков в зависимости
от расстояния предусматривалась либо вертолетами, либо наземным транспортом.
Цикл строительства скважины включает:
- подготовительные к строительству буровой работы (строительство
подъездных путей, линий электропередач, линий связи, трубопроводов, бурение
скважины на воду, выравнивание и обваловка площадки или кустового основания
и др.);
- строительно-монтажные работы (сборка буровой, монтаж на новой точке);
- подготовительные работы к бурению (осмотр и наладка оборудования,
оснастка талевой системы, бурение и крепление шурфа и др.);
- проводку ствола и крепление;
- оборудование устья, испытание скважины на приток, сдачу скважины в
эксплуатацию;
- демонтаж буровой установки и транспортировку на новое место;
- рекультивацию земель.
В геолого-технических нарядах, выдаваемых буровым и вышкомонтажным
бригадам, выдаются наряды на выполнение этих работ, приводятся сведения о
геологических условиях проходки, составе пород, зонах возможных осложнений,
проектной глубине, цели и способе бурения, конструкции скважины, буровой
установке, режиме бурения.
Для оценки фактического использования времени на отдельные виды работ
составляют баланс времени строительства скважины, где отмечаются и простои
при выполнении предусмотренных работ, и время на ликвидацию аварий,
осложнений, и простои по организационным вопросам. Анализ баланса времени
позволяет выявить резервы для снижения непроизводительных затрат времени,
увидеть возможность изменения соотношения времени между спускоподъемными операциями, креплениями, вспомогательными работами и др.
5. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И
ПЛАНИРОВАНИЯ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
5.1. ПРОЕКТ НА ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Проект на геолого-разведочные работы состоит из нескольких разделов,
таких как:
• геологическое задание;
• географо-экономическая характеристика района работ;
• геологическая, гидрогеологическая, геохимическая и геофизическая
характеристика объекта работ;
• методика проектируемых работ и подсчет ожидаемого прироста (перевода)
запасов полезных ископаемых;
• охрана недр и окружающей природной среды;
•перечень, объемы и условия производства проектируемых работ.
Проекты на проведение геолого-разведочных работ составляются
работниками экспедиций (партий) или специализированных подразделений.
Название проекта должно соответствовать геологическому заданию и
отражать наименование объекта и стадию работ.
В геологическом задании предусматриваются:
- целевое назначение работ, пространственные границы объекта и основные
оценочные параметры;
- геологические задачи, последовательность и основные методы их
решения;
- ожидаемые результаты и сроки выполнения работ (с указанием форм
отчетной документации).
В разделе «Географо-экономическая характеристика» указываются
административное положение района работ, тип рельефа, абсолютные отметки и
относительные превышения, климатические условия, географическая сеть,
наличие многолетней мерзлоты, источники питьевой и технической воды,
обнаженность, залесенность и заболоченность, наличие карстовых явлений,
оползней, селей.
Кроме того, приводятся сведения об экологической ситуации, о ведущих
отраслях материального производства, о наличии и мощности источников
электроэнергии, наличии строительных материалов, возможности набора рабочих
на месте, об аренде помещения для жилых и производственных целей и другие
данные, влияющие на условия организации геолого-разведочных работ.
Следующий раздел содержит обзор, анализ и оценку ранее проведенных
исследований, степень изученности объекта (геологическое, геохимическое,
геофизическое, гидрогеологическое и т.п.), краткий анализ гидрогеологических
работ, выполненных на объекте ранее. Здесь указываются прогнозные ресурсы и
запасы полезных ископаемых по соответствующим категориям, наличие ТЭС и
ТЭО временных кондиций, излагаются сведения об обеспеченности объекта работ
топографическими картами и аэрофотоматериалами.
При освещении геологической и других характеристик района работ
большое внимание уделяется данным по стратификации, тектонике, магматизму,
вулканизму, полезным ископаемым и гидрогеологии. В частности, указываются
условия и глубина залегания рудных тел, протяженность и мощность рудных тел,
состав и технологические свойства, водообильность горизонтов, химический
состав, возможные осложнения при бурении скважин и проходке горных пород.
В разделе, посвященном методике проектируемых работ и подсчету
ожидаемого прироста (перевода) запасов полезных ископаемых, формулируются
конкретные задачи в соответствии с геологическим заданием и обосновывается
рациональный комплекс работ по их решению.
При разработке проектов должны соблюдаться требования нормативных
документов, определяющих методику проведения геологоразведочных работ на
различных стадиях, их виды и последовательность.
В проектах на производство поисково-оценочных работ, предварительной,
детальной разведки приводится подсчет ожидаемого прироста (перевода) запасов
полезных ископаемых. Учитываются начальное состояние запасов, ожидаемые
запасы по объекту после выполнения проектируемых работ. Подсчет запасов
осуществляется с разбивкой по категориям, а в необходимых случаях - по типам и
сортам руд.
При проектировании региональных геолого-геофизических исследований
определяются площади космофотогеологического картирования, глубинного
мелкомасштабного картирования в комплексе с общими геохимическими
исследованиями, объемы глубинного зондирования по опорным профилям и др. В
необходимых случаях предусматривается одновременное проведение с геологосъемочными работами специализированных геологических исследований стратиграфических, литологических, минералогических и др.
При проектировании гидрогеологических и инженерно-геологических
съемок определяются категории сложности проведения съемок, площади съемок:
общая и по каждой категории сложности. Обосновываются методика и способ
производства опытных откачек и наливов, указывается их продолжительность,
предполагаемый расход воды и понижение уровня. Если есть необходимость
проведения стационарных гидрогеологических наблюдений, в проекте
указываются число пунктов наблюдений и их оборудование, расстояние между
ними, характер наблюдений и частота замеров, продолжительность режимных
наблюдений и способ передвижения наблюдателей при их выполнении.
При проектировании геофизических работ определяют задачи, подлежащие
решению, рациональный комплекс методов и видов геофизических исследований,
категория трудности производства работ, оптимальная густота сети наблюдений,
способ передвижения, вид производственного транспорта. Указываются объемы
основных и вспомогательных работ (бурение сейсморазведочных скважин,
взрывные и топографо-геодезические работы и др.). Приводят методику
интерпретации материалов по каждому методу и результатов комплексных
исследований.
Проектирование подземных горных выработок включает составление
перечня выработок, горно-геологические условия их проведения. Обосновывают
положение выработок, размеры, формы их поперечного сечения, способы и
технологию проходки, выбор средств механизации, основного проходческого
оборудования и способа крепления выработок; рассчитывают основные техникоэкономические показатели проходки выработок различного назначения.
При проектировании шурфов и открытых горных выработок устанавливают
места их заложения, объемы работ по проходке и креплению с распределением
этих объектов по условиям проходки, категориям пород, интервалам глубин и
площади сечения выработок.
При проектировании буровых работ в соответствии с геологическими
задачами определяются траектории и места заложения скважин, их глубина,
интервалы отбора керна, выход его по интервалам. Исходя из горногеологических условий бурения и параметров скважин выбираются типы буровых
станков и другого оборудования, способы бурения, обосновываются конструкции
скважин и технологии бурения. Рассчитываются объемы бурения, которые
распределяются по назначению скважины, их типу и способу бурения.
Проектирование опробования полезных ископаемых и горных пород
включает определение видов опробования, объемов и способов отбора и
обработки проб, числа проб по типам и размерам, длины опробуемого керна
буровых скважин, категории опробуемых пород по буримости. Обосновывается
также начальная и конечная масса проб, схема обработки и коэффициент
неравномерности распределения минеральных компонентов.
При проектировании лабораторных и технологических исследований по
каждому виду лабораторных работ устанавливаются объемы работ в натуральном
выражении (число проб, образцов, шлифов) и перечень намечаемых к
выполнению исследований (химических, спектральных, минералогических и др.).
Определяются объемы работ, выполняемых собственными лабораториями,
центральными или сторонними организациями, а также объемы анализов,
направляемых на внешний геологический контроль, и указывается лаборатория,
которая будет их проводить.
В ходе проектирования топографо-геодезических и маркшейдерских работ
выбираются такие их комплексы и отдельные виды, которые по точности и
срокам выполнения доступны, а по стоимости - наиболее экономны. Указываются
их объем, назначение, содержание, размещение, методики проведения, масштаб и
др., а также эффективное использование имеющихся топографических и
аэросъемочных материалов.
При проектировании камеральных работ определяют объем и содержание
отчета, перечень графических материалов. Исходя из поставленных
геологическим заданием задач и требований к геологической информации
мотивируется необходимость проведения тематических (опытно-методических) и
картосоставительских работ по данному проекту, устанавливаются сроки их
проведения.
Одним из основных вопросов раздела проекта «Перечень, объемы и условия
производства проектируемых работ» является выбор технических средств для их
выполнения. При выборе марки оборудования, машин, приборов, аппаратуры,
средств транспорта руководствуются такими критериями, как:
- получение достоверных геологических данных, необходимых для
выполнения геологического задания, и в достаточном объеме;
- завершение проектируемых работ в установленные сроки при наименьших
затратах.
В проекте предусматриваются работы, связанные с охраной недр и
окружающей среды при выполнении геологических исследований в соответствии
с законодательством о недрах. В данном разделе проекта определяются объемы
этих работ и способы их производства, затраты времени и труда, денежные
затраты.
В заключительном разделе проекта по данным предыдущих разделов
приводится в табличной форме перечень, объем и условия производства
проектируемых работ для составления сметы.
Проект рассматривается на научно-технических советах и утверждается
руководством на разных уровнях в соответствии с Инструкцией по составлению
проектов и смет. Вся проектно-сметная документация подвергается экспертизе,
результаты которой оформляются протоколом.
При изменении геологического задания, уточнении горно-геологических
условий к проекту работ составляются дополнения.
5.2. СМЕТА ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ
РАБОТ
Смета затрат на производство геолого-разведочных работ - документ,
определяющий стоимость выполнения геологического задания. При составлении
сметы пользуются такими понятиями, как себестоимость и стоимость геологоразведочных работ.
Себестоимость геолого-разведочных работ - это денежное выражение затрат
(издержек производства) геологической организации, связанных с проведением
этих работ и включающих затраты прошлого труда, овеществленного в
израсходованных средствах производства (стоимость материалов, топлива и
энергии, перенесенная на стоимость оборудования, машин, зданий), а также
затраты живого труда в форме заработной платы работников.
Затраты на проведение геолого-разведочных работ делятся на:
- основные (непосредственно связанные с процессом выполнения геологоразведочных работ);
- накладные (связанные с управлением, организацией и обслуживанием
геолого-разведочных работ).
Таким образом, в себестоимость геолого-разведочных работ включаются
следующие статьи затрат:
ОСНОВНЫЕ РАСХОДЫ:
- основная заработная плата;
- дополнительная заработная плата;
- отчисления на социальное страхование;
- материалы, электроэнергия, сжатый воздух, вода;
- амортизация основных фондов;
- износ малоценных и быстроизнашивающихся предметов и сменного
оборудования;
услуги подсобно-вспомогательных производств и со стороны;
- транспорт;
НАКЛАДНЫЕ РАСХОДЫ:
- общепроизводственные расходы: затраты на охрану труда и технику
безопасности;
- подготовку и повышение квалификации кадров;
- общественное питание;
- общехозяйственные расходы: заработная плата административнохозяйственного и обслуживающего персонала;
- канцелярские, типографские, почтовые, телефонные и телеграфные
расходы;
- расходы по содержанию и текущему ремонту транспорта и др.;
- отчисления на экономические исследования; экспертизу проектов и смет;
- нормативно-исследовательские, конструкторские и опытные работы по
освоению новой техники.
Кроме основных и накладных расходов в затраты на производство геологоразведочных работ включаются так называемые плановые накопления.
Плановые накопления - это нормативная прибыль от геологической
деятельности в лимитированном размере, обеспечивающая финансирование
необходимых затрат хозяйственной деятельности. Их величина определяется в
процентах от суммы основных и накладных расходов.
Общая
сумма
основных,
накладных
расходов
(себестоимость
геологоразведочных работ) с добавлением плановых накоплений образует
стоимость или (название, принятое на практике) сметную стоимость
геологоразведочных работ. Она рассчитывается при проектировании работ с
использованием сметных норм и расчетах или прейскурантных норм.
В сводной смете (форма СМ-1) приводится стоимость работ по объекту с
разбивкой на работы, которые выполняются собственными силами, и работы,
выполняемые подрядным способом. В свою очередь, работы, выполняемые
собственными силами, подразделяются на собственно геолого-разведочные
работы и сопутствующие работы и затраты.
Собственно геолого-разведочные работы - это работы, связанные с
решением задач, предусмотренных геологическим заданием. К ним относятся
работы по изучению, систематизации и интерпретации ранее полученных
геологических данных на стадии проектирования, полевые работы (геологическая
съемка, бурение скважин и т.д.); работы, связанные с технологическим процессом
полевых работ (привязка вышек, крепление горных выработок и т.п.),
камеральные работы и т.д.
Сопутствующие работы и затраты - это работы и затраты, связанные не с
решением геологических задач, непосредственно, а с созданием необходимых
условий для выполнения геологического задания. Это строительство зданий и
сооружений, транспортировка грузов и персонала партий и экспедиций, расходы
по охране недр и окружающей природной среды, полевые довольствия и др.
Форма итоговой сметы (форма СМ-1) приведена в табл. 11.1, а форма
сводного расчета сметной стоимости по всей номенклатуре геологоразведочных
работ - в табл. 11.2.
Таблица 11.1
Форма итоговой сметы СМ-1
Наименование работ и затрат
Полная
сметная
стоимость, руб.
1. Собственно геолого-разведочные работы
2. Сопутствующие работы и затраты — всего
В том числе:
- строительство зданий и сооружений
- транспортировка грузов и персонала партий и экспедиций
- охрана недр и окружающей среды
- производственные командировки
- полевое довольствие, доплаты, компенсации, возмещение
ущерба и другие затраты
- резерв
Итого:
Работы, выполняемые подрядным способом
Таблица 11.2
Сводный расчет сметной стоимости геолого-разведочных работ (форма СМ1)
Наименование работ и затрат
1
геолого-разведочные
I. Собственно
работы — всего
В том числе:
1.
Подготовительный
проектирование
2. Полевые работы – всего
период
и
В том числе по видам и методам:
- геологосъемочные и поисковые работы
- геофизические работы
- разведочное бурение.
3. Работы и сооружения, технологически
Единица
измерения
Объем
работ
2
3
Единич- Сметная
ная
стоисметная
мость
расцен- объема
ка, руб.
работ,
руб.
4
5
связанные с производством работ
4. Организация работ
5. Ликвидация работ
6. Лабораторные и технологические
исследования
7. Камеральные и издательские работы
8. Тематические (опытно-методические)
и картосоставительские работы
9. Составление ТЭС, ТЭД, ТЭО
кондиций и утверждение отчетов в ТКЗ и
ГКЗ
10. Консультации, экспертиза, рецензия
на отчеты
II. Сопутствующие работы и затраты
—всего
В том числе:
1. Строительство зданий и сооружений,
противолавинные мероприятия
2. Транспортировка грузов и персонала
партий и экспедиций.
В том числе авиационным транспортом
3. Охрана недр и окружающей
природной среды
4. Производственные командировки
5. Полевое довольствие
6. Премии
7. Доплаты
8. Резерв на непредусмотренные расходы
и затраты
III. Работы, выполняемые подрядным
способом — всего
В том числе:
- геофизические
- топографо-геодезические
- лабораторные
Всего по объекту
Сметная стоимость геолого-разведочных работ определяется, как правило,
по единичным сметным расценкам. Единичная сметная расценка - это сметная
стоимость физической (1 пог. м бурения, 1 м3 проходки горно-разведочных
выработок, 1 км2 съемки) или расчетной (1 бригадо-смена, 1 станко-смена, 1
приборо-смена) единицы геолого-разведочных работ.
Сметные нормы, приведенные в нормативных документах, представляют
собой усредненные нормы трудовых и материальных затрат в натуральном или
денежном выражении на расчетную или физическую единицу геолого-
разведочных работ. Сметные нормы по соответствующим видам работ содержат
технические условия и состав работ, нормы времени (нормы выработки), нормы
затрат труда на их производство, нормы расхода материалов, оборудования и др.
С целью ускорения и упрощения процесса определения сметной стоимости
геолого-разведочных работ помимо единичной сметной расценки используют
укрупненные комплексные расценки (УКР), порайонные комплексные расценки
(ПКР) и региональные расценки на геологическое задание (РРГЗ).
Укрупненные комплексные расценки разрабатываются для укрупненных
комплексов геолого-разведочных работ, составленных путем объединения одного
основного вида работ, проведение которого обеспечивает получение
геологической информации (съемка, бурение скважин и др.), с несколькими
видами вспомогательных и сопутствующих работ, технологически связанных с
основным видом. Например, для укрупненного проектирования буровых работ
кроме основного вида работ (бурения скважин) в УКР могут входить следующие
вспомогательные и сопутствующие работы:
•монтаж - демонтаж оборудования;
•геофизические и гидрогеологические исследования в скважинах;
•сложное тампонирование и цементирование скважин;
•сооружение и перевозка буровых вышек;
•отбор и обработка скважин; сооружение и перевозка буровых вышек;
•отбор и обработка проб;
•сокращение керна;
•топографо-геофизические работы (в комплексе);
•планировка площадки;
•строительство временных сооружений, технологически связанных с
бурением скважин (монтаж-демонтаж полевого водопровода, строительство
временных дорог и переездов и др.)
Укрупненные комплексные расценки рассчитываются на единицу объема
основных видов полевых работ или комплексов геологических исследований (1
км поискового маршрута, 1 м бурения, 1м или 1 м3 горнопроходческих работ и
т.д.).
Для видов работ и затрат, не включенных в укрупненные комплексные
расценки (УКР), сметная стоимость определяется в порядке, установленном
Инструкцией по составлению проектов и смет на геолого-разведочные работы.
УКР (укрупненные комплексные расценки) разрабатываются на весь район
деятельности геологической организации или дифференцированно по отдельным
административным районам, геологическим регионам, площадям, выделяемым по
принципу общности географо-экономических, горно-геологических и других
факторов. Разработанные УКР (укрупненные комплексные расценки) сводятся в
каталог и изменяются при изменении условий их разработки.
Порайонные комплексные расценки (ПКР) представляют собой сметную
цену выполнения реологического задания по съемке, выраженную в рублях на 1
км2 съемки со всеми сопутствующими работами, включая бурение картировочных
скважин.
Стоимость 1 км2 геологической съемки зависит прежде всего от затрат на
получение геологической информации (полевые и лабораторные работы) и от
стоимости транспортировки к месту работ и обратно.
Сумма всех прочих расходов находится в достаточно четкой линейной
зависимости от этих основных элементов.
Затраты на получение геологической информации определяются категорией
сложности геологического строения, степенью дешифрируемости и проходимости
территории при проведении геолого-съемочных работ.
ПКР действуют в пределах определенного достаточно крупного геологоэкономического района, выделенного по принципу общности факторов,
влияющих на сметную содержимость работ. ПКР используются в течение
сравнительно большого отрезка времени (не менее 5 лет).
Региональные расценки на геологическое задание (РРГЗ) нашли широкое
распространение при производстве гидрогеологических и инженерногеологических съемок. Разработанные научные основы определения сложности
проведения съемки и необходимой точности изучения геологического строения и
гидрогеологических условий природно-территориальных комплексов позволяют
на достоверной основе рассчитывать необходимые объемы работ с
использованием новейших методов исследований.
Региональные расценки на гидогеологическую и инженерно-геологическую
съемки разрабатываются применительно к соответствующим типовым условиям.
Результаты типизации природных условий оформляются в виде карты
специального районирования территории, на которой осуществляет деятельность
геологическая организация.
Для каждого выделенного района в расчете на типовую площадь (лист
государственной графки или 100 км2) устанавливаются типовые комплексы
методов проведения съемки, составы и объекты геологоразведочных работ,
нормализованные условия их выполнения в соответствии с существующими
методическими разработками по проведению съемок и имеющимся в
геологических организациях опытом ведения съемок.
Региональные расценки включают в себя затраты на:
- весь комплекс полевых, лабораторных и камеральных работ;
- проектирование и подготовку к полевым работам;
- организацию и ликвидацию полевых работ;
- строительство типового объема сооружений, технологически связанных с
производством полевых работ;
- консультации и рецензии, производственные командировки, полевое
довольствие и доплаты.
Затраты на противолавинные мероприятия, транспортировку грузов и
персонала, охрану недр и окружающей природной среды, резерв на
непредусмотренные работы и затраты не входят в состав РРГЗ (региональные
расценки на геологическое задание) и в сметах предусматриваются отдельной
строкой.
Региональные расценки рассчитываются делением сметной стоимости
типовых объемов работ на типовую площадь и сводятся в прейскурант РРГЗ
(региональные расценки на геологическое задание) на конкретный вид съемки,
который содержит расценки (руб./км2) с разбивкой по категориям сложности
условий ее проведения, а при необходимости - и по коэффициентам к заработной
плате.
При использовании РРГЗ (региональные расценки на геологическое
задание) сметная стоимость геологического задания по съемке рассчитывается
путем умножения соответствующих расценок на проектируемую площадь съемки
по каждому региону. Дополнительно в смету включаются затраты на работы, не
учтенные в РРГЗ (региональные расценки на геологическое задание). Эти затраты
рассчитываются в обычном порядке в соответствии с Инструкцией по
составлению проектов и смет на геолого-разведочные работы.
Применение региональных расценок, являющихся, по сути, ценой
геологического задания на съемку, создает необходимые условия для творческого
подхода исполнителей работ к решению стоящих перед ними геологических
задач, стимулирует внедрение прогрессивных методов ведения работ, сокращает
их стоимость.
5.3. СБОРНИКИ СМЕТНЫХ НОРМ
В сборниках сметных норм приводятся укрупненные нормы времени
(выработки) и нормативные материалы для расчета норм основных расходов, по
которым определяются единичные и комплексные расценки, используемые для
составления смет на геолого-разведочные работы.
Комплект сборника сметных норм включает одиннадцать выпусков.
Выпуск 1. Работы геологического содержания:
 работы общего назначения;
 съемки геологического содержания и общие поиски полезных
ископаемых;
 геохимические работы при поисках и разведке полезных ископаемых;
 гидрогеологические и связанные с ними работы;
 опробование твердых полезных ископаемых.
Выпуск 2. Геоэкологические работы.
Выпуск
3.
Геофизические
работы,
включая
сейсморазведку,
электроразведку,
гравиразведку
и
магниторазведку
(наземную),
аэрогеофизические работы, геофизические исследования в скважинах,
скважинную геофизику и радиометрические работы.
Выпуск 4. Горно-разведочные работы.
Выпуск 5. Разведочное бурение.
Выпуск 6. Морские геолого-разведочные работы.
Выпуск 7. Лабораторные работы.
Выпуск 8. Торфоразведочные работы.
Выпуск 9. Топографо-геодезические и маркшейдерские работы.
Выпуск 10. Транспортное обслуживание геолого-разведочных работ.
Выпуск 11. Строительство зданий и сооружений:
•
строительство при обустройстве баз геологических организаций;
•
строительство зданий и сооружений на объектах геолого-разведочных
работ.
Сборники сметных норм разработаны на основе:
-действующих инструкций и методических указаний по производству
отдельных видов работ с учетом их организационных и технологических связей;
- широкомасштабных статистических наблюдений и исследований в
организациях отрасли;
- применяемых в отрасли должностных инструкций и тарифноквалификационных справочников;
-действующих норм безопасности при геолого-разведочных работах и
других нормативных актов по охране труда, техники безопасности и охране
окружающей среды.
Каждый выпуск сборника сметных норм содержит:
- введение;
- общие положения, в которых приводятся сведения о его составе и порядке
применения;
- сметные нормы, включающие технические условия и содержание работ,
нормы времени на их производство, затраты труда инженерно-технических
работников и рабочих;
- нормативы затрат по статьям «Износ» и «Услуги»;
- нормы расхода материалов, электроэнергии и сжатого воздуха;
- перечень основного оборудования и аппаратурно-технических средств с
нормами амортизационных отчислений и коэффициентами на резерв.
Нормы сборников разрабатываются исходя из применения наиболее
эффективных методик, техники, технологии и организации работ и учитывают
комплекс производственных процессов, необходимый при проведении
соответствующих видов геолого-разведочных работ, строительстве зданий и
сооружений. Содержание работ приводится перед таблицами норм времени
(выработки).
В нормах кроме затрат на основной вид работ учитываются затраты на
технологически связанные с ним работы, выполнение которых является
обязательным в соответствии с действующими инструкциями, методическими
указаниями и другими нормативными актами. При выполнении геологоразведочных работ в условиях, отличных от предусмотренных сборником
сметных норм, к нормам времени применяются поправочные коэффициенты.
Особые условия и размеры коэффициентов также отражаются в выпусках
сборника сметных норм.
При расчетах норм времени принята 40-часовая рабочая неделя на
поверхностных работах и в шурфах на глубине до 5 м и 36-часовая рабочая
неделя - при работе в подземных горных выработках и шурфах на глубине более
1м.
При производстве геолого-разведочных работ в горных районах с
абсолютными отметками более 2000 м нормы выработки подлежат пересчету на
36-часовую рабочую неделю. Для этого приведенные в таблицах сборника нормы
выработки умножаются на коэффициент 0,90, а нормы времени - на коэффициент
1,11.
Затраты труда инженерно-технических работников - (начальников геологосъемочных, поисковых, гидрогеологических и геофизических партий (кроме
каротажных), а также буровых и горных мастеров) предусматриваются только в
сезонных партиях.
В сборнике сметных норм приводятся единые нормы амортизационных
отчислений на полное восстановление основных фондов. Расходы же по износу
спецодежды и предохранительных приспособлений, выдаваемых работникам в
соответствии с действующим положением, определяются сметно-финансовым
расчетом исходя из действующих на предприятии норм выдачи бесплатной
спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений, их стоимости по
цене поставщика (с начислением транспортно-заготовительных расходов) и
включаются в основные расходы по статье «Износ». Составление сметнофинансовых расчетов рекомендуется и для определения сметной стоимости по
видам и методам работ, нормы на которые в сборниках сметных норм
отсутствуют.
Для иллюстрации выпуска 5 сборника сметных норм «Разведочное
бурение» приведем общие положения.
В нем приведены сметные нормы на следующие виды и способы бурения
геолого-разведочных скважин:
•вращательное механическое колонковым и бескерновым способами
передвижными и самоходными буровыми установками с поверхности земли и из
подземных горных выработок;
•комплексами технических средств со съемными керноприемниками типа
ССК и КССК;
•комплексами технических средств с гидротранспортом керна;
•с применением шнеков при обязательном отборе проб;
•бескерновое для сейсмо-разведочных работ;
•ударно-канатными станками при разведке россыпных месторождений, а
также всех месторождений, кроме россыпных;
•медленно-вращательное и ударно-захватное с помощью ковшовых буров и
грейферов.
Кроме того, содержатся нормы на:
- вспомогательные работы, сопутствующие бурению скважин;
- монтаж-демонтаж буровых установок в зимних условиях.
Сметные нормы на бурение и другие виды работ представлены
отдельными главами. Каждая глава сборника содержит:
•нормы времени и поправочные коэффициенты к ним;
•нормы затрат труда;
•перечни и нормы расхода материалов;
•перечни бурового оборудования с нормами амортизационных отчислений
на полное восстановление и коэффициентами на резерв;
•нормы расхода труб, перечни и нормы износа приборов, бурового,
вспомогательного инструмента и малоценного инвентаря, используемых при
бурении геолого-разведочных скважин.
Сметные нормы на бурение скважин определены:
- на 1 м скважины (физический показатель): нормы времени, нормы расхода
породоразрушающего инструмента, керновых ящиков, промывочной жидкости,
колонковых, бурильных труб и элементов их соединений;
- на 1 станкосмену (расчетный показатель): нормы затрат труда, транспорта,
нормы расхода стального каната, горючесмазочных материалов, электроэнергии,
нормы износа бурового, вспомогательного инструмента и малоценного инвентаря.
На выполнение вспомогательных работ в главе 2 приведены только нормы
времени, остальные сметные нормы принимаются по нормам главы 1.
На проведение монтажно-демонтажных работ сметные нормы приведены на
один монтаж-демонтаж буровой установки с учетом ее перемещения на
расстояние до 1 км. На перемещение буровых установок на расстояние, свыше
учтеного в нормах, сметные нормы приведены на 1 км пути.
Нормы времени на бурение стационарными и передвижными буровыми
установками с поверхности земли и из подземных горных выработок определены
в расчете на круглосуточный режим работы, на бурение самоходными буровыми
установками предусмотрена работа в одну, две и три смены.
Нормы, содержащиеся в сборнике, разработаны с учетом следующих
нормализованных организационно-технических и технологических условий:
•сметные нормы рассчитаны для стандартного параметрического ряда
бурового оборудования. Группы скважин по номинальной глубине приняты в
соответствии с определенными стандартом классами буровых установок.
Принятые диаметры бурения соответствуют стандартам на породоразрушающий
инструмент;
•буровая бригада укомплектована необходимым составом рабочих
соответствующей квалификации;
•буровая бригада обеспечена в соответствии с действующими нормами и
правилами необходимым оборудованием, приспособлениями и инструментом,
контрольно-измерительной
аппаратурой,
транспортными
средствами,
материалами, защитными приспособлениями;
• используется рациональная технология бурения для конкретных геологотехнических и организационных условий;
• работа проводится в соответствии с принятым годовым фондом рабочего
времени, рассчитанным исходя из режима работы буровой установки.
Нормализованные условия проведения работ, относящиеся к отдельным
видам работ, приведены в соответствующих главах сборника.
В составе работ указывается комплекс основных рабочих процессов,
отражающий типовой перечень операций, который в конкретных условиях может
изменяться без корректировки норм. В типовом составе работ предусмотрены:
- прием и передача смены;
- ежесменное техническое обслуживание и техническое обслуживание №1;
- обслуживание двигателей внутреннего сгорания;
- инструктаж рабочих;
-технический надзор и контроль за выполнением работ.
Численный и квалификационный состав инженерно-технических
работников на обслуживании буровых работ определяется в соответствии с
типовым составом геологических организаций по должностям инженернотехнических работников (начальник участка, инженер по буровым работам,
инженер-механик (энергетик), буровой мастер, техник-механик), а численный
состав смены буровой бригады - в соответствии с едиными нормами времени по
видам буровых работ. Наименование профессий и разряды работ соответствуют
Единым тарифно-квалификационным справочникам работ и профессий рабочих.
Затраты труда инженерно-технических работников и рабочих приведены в
человеко-днях на 1 станкосмену бурения в зависимости от типа буровой
установки, ее привода, глубины бурения, диаметра скважины, режима работы
буровой установки, вида бурения.
Затраты труда геологического персонала по документации скважин учтены
в нормах на бурение:
- с применением комплексов с гидротранспортом керна;
- с применением шнеков с отбором проб;
- ударными станками при разведке россыпных месторождений.
В остальных случаях затраты геологического персонала по документации
скважин определяются по нормам, приведенным в выпуске 1 сборника сметных
норм.
Для снабжения скважин материалами и водой на всех видах бурения
предусмотрен автомобильный транспорт, при проведении монтажнодемонтажных работ-тракторный и автомобильный.
Нормы затрат производственного транспорта учитывают технологическое
обслуживание буровых работ внутри участка, независимо от его размеров.
Нормы затрат производственного транспорта при монтаже-демонтаже
буровых установок учитывают перемещение их на расстояние до 1 км. При
перемещении на расстояние, свыше учтенного в нормах, предусмотрен транспорт
по перевозке на каждый последующий 1 км.
При проведении буровых работ в горных районах с абсолютной отметкой
свыше 1500 м к нормам времени применяются следующие поправочные
коэффициенты, учитывающие снижение производительности труда при работе на
абсолютных высотах:
Высота
1501-2000 м ................................ 1,05;
2001-3000 м ............................ ,....1,10;
3001-3500 м ................................ 1,18;
3501-4000 м ................................ 1,25;
4001-4500 м ................................ 1,33;
свыше 4500 м ............................. 1,45.
Для районов Крайнего Севера и местностей, приравненных к ним, сметные
нормы по износу (расходу) бурильных труб, бурового инструмента,
вспомогательного инструмента и малоценного инвентаря, а также нормы затрат
транспорта увеличиваются на 20%.
Поправочные коэффициенты к нормам времени, учитывающие отклонения
от принятых условий бурения, принимаются и к нормам расхода
породоразрушающего инструмента.
Разработка норм времени, расхода породоразрушающего инструмента,
бурильных, колонковых труб, промывочной жидкости (зависят от крепости и
состояния буримых пород) основывается на распределении типичных
представителей пород по категориям.
При разработке норм расхода алмазного породоразрушающего
инструмента, норм времени на бурение с использованием снарядов со съемными
керноприемниками руководствуются классификацией горных пород по
трещиноватости.
Основные расходы по статье «Износ» определяются исходя из норм расхода
бурильных труб и элементов их соединений, норм износа бурового инструмента,
вспомогательного инструмента и малоценного инвентаря, количества в комплекте
и первоначальной стоимости указанных предметов.
Основные расходы по статье «Амортизация» рассчитываются в
соответствии с:
перечнем бурового оборудования;
-действующими нормами амортизационных отчислений на полное
восстановление основных фондов (табл. 11.3);
- нормативным коэффициентом на резерв (табл. 11.4);
- годовым фондом рабочего времени.
Таблица 11.3
Нормы амортизационных отчислений на полное восстановление основных
фондов
Группы и виды основных фондов
Шифр
Буровые установки геолого-разведочного,
геофизического и структурно-поискового
бурения и буровое оборудование в карьерах,
машины буровые на базе автомобиля и на
базе трактора, станки для бурения взрывных
скважин,
шарошечного,
ударновращательного, ударно-канатного бурения и
т.п.
Оборудование, включая энергетическое, и
приборы,
применяемые
при
горноразведочных работах, сейсмо-разведочная
аппаратура для региональных и поисковых
исследований
Комплексы для бурения с гидротранспортом
керна, оборудование для поискового бурения,
мотобуры (без учета шасси автомобиля)
Комплексы снарядов со съемными керноприемниками КССК и ССК
42700
Норма
амортизационных
отчислений, %
20
42700
22,2
42700
33,3
42700
50,0
Таблица 11.4
Коэффициенты на резерв бурового оборудования
Буровые установки
Стационарные и передвижные буровые установки
Коэффициент
при бурении:
- с поверхности земли;
- из подземных горных выработок
Самоходные буровые установки
Установка для шнекового бурения
Ударно-канатные буровые установки
1,31
1,29
1,26
1,28
1,23
Основные расходы по статье «Услуги» включают:
-затраты на проведение технического обслуживания № 2 и 3 и текущих
ремонтов оборудования, инструментов, приборов, применяемых при
производстве геолого-разведочных работ (в соответствии с положениями
СТОИР);
- затраты на проведение капитальных ремонтов оборудования;
-затраты производственного транспорта, занятого обслуживанием геологоразведочных работ на участке, независимо от его размеров.
Расходы на техническое обслуживание и текущий ремонт бурового
оборудования определяются исходя из его балансовой стоимости, годового фонда
рабочего времени и нормативного коэффициента на текущий ремонт и
техническое обслуживание.
Аналогично рассчитываются расходы на проведение капитальных
ремонтов, для чего используется нормативный коэффициент затрат на
капитальный ремонт. Нормативные коэффициенты затрат на техническое
обслуживание № 2 и 3, текущий ремонт, а также на капитальный ремонт
устанавливаются предприятием.
Основные расходы по производственному транспорту рассчитываются
исходя из норм затрат транспорта, приведенных в отдельных главах Сборника и
стоимости 1 машиносмены транспортных средств, определяемой по вып. 10
«Транспортное обслуживание геолого-разведочных работ». Характеристики
применяемых транспортных средств (грузоподъемность, норма пробега в смену,
транспорт общего назначения или повышенной проходимости, категория условий
эксплуатации-дорожные условия) обосновываются проектом.
Вспомогательные работы выполняются силами буровой бригады с
использованием технических средств, применяемых для бурения, и с
привлечением в необходимых случаях дополнительных трудовых и материальных
ресурсов.
Основные расходы на вспомогательные работы, сопутствующие бурению,
определяются исходя из норм времени, приведенных в главе 2, и норм основных
расходов на 1 станкосмену бурения, рассчитанную по нормам главы 1.
При выполнении таких работ, как искусственное искривление, проработка
ствола, разбуривание цементного моста, расширение ствола скважины,
кавернометрия, отбор газокерновых проб из угольного пласта, к затратам,
предусмотренным в п. 31, добавляются затраты на породо-разрушающий
инструмент, промывочную жидкость, бурильные трубы и элементы их
соединений, нормы расхода которых приведены в главе 1 по категориям пород,
диаметру бурения и интервалам глубин.
При выполнении таких работ, как установка пробки, цементирование
обсадных труб, постановка цементного моста, тампонирование глиной, цементом,
БСС, крепление скважин, установка фильтров, к основным расходам,
определенным в соответствии с п. 31, дополнительно относятся затраты на
материалы (цемент, глина, взрывчатые материалы, тампонажные смеси, обсадные
трубы, пробки и др.), расход которых обосновывается в проекте.
Основные расходы на монтаж, демонтаж и перемещение буровых установок
определяется исходя из норм времени, приведенных в главе 3, и норм основных
расходов на 1 станкосмену бурения, рассчитанную по нормам главы 1, без учета
затрат по производственному транспорту.
Дополнительно, по нормам главы 3 определяются затраты на материалы,
лесоматериалы и транспорт. Затраты на транспорт включаются в статью
«Услуги». Аналогично рассчитываются основные расходы по перемещению
буровых установок на расстояние, свыше учтенного в нормах.
Особо определяется число станкосмен, выполняемых в зимних условиях, с
учетом календарного графика производства буровых работ и продолжительности
отопительного периода. Основные расходы рассчитываются по нормам главы 9.
Если по каким-либо видам работ норм в сборнике сметных норм нет или
если работы выполняются в геолого-технических и организационных условиях,
отличных от принятых в справочнике и обусловливающих повышенный износ
инструмента и оборудования, требующих привлечения дополнительного состава
работающих и расходования материальных средств, необходим сметнофинансовый расчет специальный. К таким работам и условиям относятся:
•
бурение вращательным способом при поисках и разведке
месторождений строительных материалов твердосплавными коронками
диаметром более 93 мм, а породах выше VIII категории;
• бурение вращательным способом скважин средним диаметром более 350
мм;
•ударно-канатное бурение скважин диаметром более 478 мм;
•бурение скважин с продувкой сжатым воздухом;
•бурение скважин на термальные воды и пар;
•производство взрывных работ в скважине;
•бурение с оснований плотов и платформ, сооружаемых при буровых
работах на воде;
•строительство вышек на высоких фундаментах, установка противовыбросовой аппаратуры при бурении скважин на жидкие, газообразные и другие
полезные ископаемые и все сопутствующие работы;
•проведение различного рода испытаний и исследований скважин
(гидрогеологических, геофизических и др.) при разведке на жидкие, газообразные
полезные ископаемые, а также при проходке скважин для инженерногеологических исследований;
•обустройство разведочных и поисковых гидрогеологических скважин,
передаваемых для эксплуатации или проведения стационарных наблюдений;
•ликвидационное тампонирование скважин при бурении в зонах
действующих горных выработок и в других необходимых условиях;
•доставка грузов от базы партии, экспедиции до участка работ в горных
условиях, при резкопересеченном рельефе, в заболоченных местах и районах
вечномерзлых грунтов в теплый период;
•перегон с участка на участок своим ходом самоходных буровых установок
без буровой бригады, исходя из затрат времени на перегон и стоимости
машиносмены автомобиля, на котором смонтирована буровая установка;
•монтаж-демонтаж бурового оборудования с полной разборкой и
перевозкой в условиях резкорасчлененного горного рельефа.
В сборниках приведены и сметные нормы на работы, связанные с
разведочным бурением:
- на производство отдельных видов гидрогеологических испытаний скважин
(откачки, наливы, деглинизация и тд.) в вып. 1 части 4 «Гидрогеологические
(кроме съемок) и связанные с ними работы»;
- на проведение каротажных и радиометрических работ и другие
исследования в скважинах в вып. 3 «Геофизические работы»;
- на устройство камер для бурения скважин из подземных горных
выработок, спуск оборудования и материалов в шахту, транспортировку их по
подземным горным выработкам, разработку скальных грунтов при устройстве
площадок для буровых вышек, восстановление и поддержание горных выработок
на период бурения разведочных скважин в вып. «Горно-разведочные работы»;
- на земляные работы (устройство площадок для буровых вышек),
устройство временных дорог и подъездных дорог к рабочим площадкам, очистку
от снега, монтаж и демонтаж передвижных электростанций, электролиний,
устройство водопроводов и пр. в вып. 11 «Строительство зданий и сооружений»;
- на привязку точек заложения скважин в вып. 9 «Топографо- геодезические
и маркшейдерские работы».
В главе «Сметные нормы на вращательное механическое бурение»
приведены сметные нормы на бурение скважин вращательным механическим
способом стационарными, передвижными и самоходными буровыми установками
с вращателем шпиндельного и роторного типа с поверхности земли и из
подземных горных выработок колонковым и бескерновым способами, с
использованием:
снарядов со съемными керноприемниками типа ССК и КССК;
алмазных, твердосплавных коронок и долот различного типоразмера.
Нормы времени дифференцированы по диаметру породоразрушающего
инструмента: при колонковом бурении-от 59 до 151 мм; при бескерновом бурении
- от 59 до 346 мм.
Нормы затрат труда, услуг транспорта, отдельных видов материальных
затрат усреднены по диаметру породоразрушающего инструмента и даны для
следующих градаций диаметра бурения:
-для вращательного колонкового до 132 мм;
для бескернового до 132 мм, от 133 до 250 мм и от 251 до 350 мм.
Применительно к классу буровых установок определены группы
скважин по номинальной глубине (распределение скважин по группам
глубин см. в табл. 11.5).
В соответствии с показателями табл. 11.5 по каждой группе скважин
определяется их средняя глубина. Норма времени для средней глубины
принимается исходя из того, что к интервалу 0-25 относятся скважины глубиной
до 37,5 м, к интервалу 0-100 -скважины глубиной 37,6-149 м, к интервалу 0-200 скважины глубиной 150-249 м и т.д.
Таблица 11.5
Показатели, определяющие группу скважин по номинальной глубине
Интервал глубин скважин, м
Номер группы
Группа скважин по
номинальной глубине, м
Буровые установки с вращателем шпиндельного типа
0-30
1
25
31-110
2
100
111-315
3
300
316-515
4
500
516-824
5
800
825-1236
6
1200
1237-1545
7
1500
1546-2060
8
2000
Буровые установки с вращателем роторного типа
0-30
1
25
31-110
2
100
111-315
3
300
316-515
4
500
516-721
5
700
722-1030
6
1000
1031-1545
7
1500
Затраты времени на работы, не включенные в комплекс работ по бурению
(крепление обсадными трубами, тампонирование скважин и специальные
исследования в скважине), рассчитываются по нормам, приведенным в главе 2
«Вспомогательные работы, сопутствующие бурению скважин».
При бурении искусственно направленных и многоствольных скважин к
нормам времени на вращательное механическое бурение применяются
поправочные коэффициенты (см. пп. «е», «ж» табл. 11.6).
Сметная стоимость бурения многоствольных скважин, включая
вспомогательные работы, сопутствующие бурению, проводимые из основного
ствола, определяется по нормам, установленным для ствола скважины
наибольшей глубины.
Нормами времени на вращательное механическое бурение учтены
следующие организационно-технические и технологические условия:
• угол наклона скважины к горизонту при среднем диаметре скважин до 132
мм составляет 80-90°, свыше 132 мм - 90°;
• бурение производится в немерзлых породах (при бурении в мерзлых
породах применяются поправочные коэффициенты);
Таблица 11.6
Поправочные коэффициенты к нормам времени на вращательное
механическое бурение
Условия применения коэффициентов
Категория
пород
Поправочный
коэффициент
а) Наклонные скважины при угле наклона к
горизонту менее 80° при диаметре до 132 мм,
менее 90° при диаметре свыше 132 мм
б) Бурение горизонтальных, восстающих скважин
при угле наклона, равном 0° и более
в) Бурение скважин с промывкой жидкостью в
зонах устойчивой мерзлоты, а также выполнение
в тех же скважинах вспомогательных работ
(коэффициент применяется к норме времени по
всей глубине скважины, независимо от мощности
зоны распространения устойчивой мерзлоты в
ней)
г) Бурение пласта полезного ископаемого в
сложных условиях отбора керна независимо от
его мощности и по вмещающим его приконтактовым горным породам не более 10 м на
каждый пласт полезного ископаемого При
глубине скважины (м):
до 100
до 500
свыше 500
д) Бурение скважин диаметром свыше 132 мм с
использованием
утяжеленных
промывочных
2
жидкостей (плотность более 1,3 г/см )
I-XII
1,10
I-XII
1,20
I-XII
1,10х
I-X
1,20хх
1,30хх
1,50хх
1,10
е) Бурение первого искусственно-направленного
ствола скважины
ж) Бурение второго и последующих стволов
многоствольных скважин
I-X
1,30ххх
I-XII
1,50ххх
х
I-Xх
Коэффициенты используются и при бурении опорных скважин глубиной
более 350 м.
хх
Коэффициенты используются также на интервалах бурения скважин с
регламентированным выходом керна.
ххх
Коэффициенты п. «е» и «ж» применяются на всю длину искусственно
искривленного ствола скважины, начиная с глубины постановки первого
отклонителя или применения другого технического средства и до проектной
глубины. Затраты времени на постановку отклонителя и отбуривание от
отклонителей до получения керна полного диаметра в искусственно
направленных и многоствольных скважинах определяются по данным главы 2
«Вспомогательные работы, сопутствующие бурению».
•годовой фонд рабочего времени -1224 станкосмены при бурении
стационарными и передвижными буровыми установками;
•годовой фонд рабочего времени -915и610 станкосмен при бурении
самоходными буровыми установками с поверхности земли и 1071 станко-смена
при бурении го подземных горных выработок.
Категории пород приняты в соответствии с единой классификацией пород.
При обоснованных в проекте отклонениях от принятых технических и
организационных условий бурения скважин к нормам времени применяются
поправочные коэффициенты (см. табл. 11.6).
В таблице 11.7 в качестве примера приведены нормы времени на
колонковое бурение скважин стационарными и передвижными буровыми
установками, включая самоходные с вращателем шпиндельного типа с
поверхности земли.
Таблица 11.7
Нормы времени на колонковое бурение скважин стационарными,
передвижными и самоходными буровыми установками с вращателем
шпиндельного типа с поверхности земли, станкосмен на 1 м скважины
Ном Интерва
ер
л
стро глубины
ки
скважин
ы.
м
1
0-25
2
0-100
3
0-200
4
0-300
5
0-400
6
400-500
7
0-500
8
500-600
9
0-600
10
600-700
11
0-700
12
700-800
13
0-800
14
800-900
15
0-900
16
90017
0-1000
1000
18
100019
0-1100
1100
20
110021
0-1200
1200
22
120023
0-1300
1300
24
130025
0-1400
1400
26
14001509
Категория пород
I
П
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
ХП
0,03
0,04
0,05
0,05
0,06
0,09
0,07
0,10
0,07
0,12
0,08
0,13
0,09
0,14
0,09
0,15
0,10
0,15
0,11
0,16
0,11
0.20
0,12
0Д2
0,13
073
0,04
0,05
0,05
0,06
0,06
0,09
0,07
0,11
0,08
0,14
0,09
0,15
0,09
0,16
0.10
0,18
0,11
0,20
0,12
0,22
0,12
0,24
0,13
075
0,14
0Д6
0,05
0,05
0,06
0,07
0,07
0,11
0,08
0,12
0,09
0,15
0,10
0,16
0,10
0,18
0,11
0,20
0,12
072
0,13
574
0,14
0,27
0,15
0,28
0,16
0,29
0,06
0,06
0,07
0,08
0,08
0,11
0,09
0,12
0,09
0,17
0,11
0,18
0,11
0,20
0,13
0,23
0,14
0,26
0,15
0,28
0,16
031
0,17
032
0.18
033
0,08
0,09
0,10
0,10
0,11
0,15
0,12
0,16
0,13
0^2
0,14
074
0,15
0,27
0,17
031
0,18
034
0,20
037
0,21
0,41
0,23
0,42
0,24
0,44
0,10
0,11
0,12
0,13
0,14
0,19
0,15
0,24
0,17
075
0,18
0,29
0,19
033
070
035
ода
037
074
0,42
075
0,46
077
0,49
078
0,52
0,11
0,12
0,13
0,14
0,15
071
0,16
075
0,18
078
0,19
031
071
034,
072
037
074
039
075
0,44
077
0,47
078
0,50
030
0,53
0,12
0,13
0,14
0,15
0,17
072
0,18
076
0,19
079
0,21
032
072
035
073
038
075
0,42
076
0,46
078
0,49
030
041
031
0,55
0,14
0,15
0,16
0,17
0,18
074
0,19
078
071
032
072
034
074
037
075
0,40
077
0,44
078
0,47
030
040
031
0,53
033
0,56
0,19
070
071
073
074
078
075
031
076
034
078
037
079
0,40
030
0,43
031
0,47
032
0,50
033
0,53
035
0,57
036
0,60
075
076
077
079
031
036
032
0,40
033
0,42
035
0,46
036
0,47
03 8
0,49
039
0^0
0,40
0,52
0,41
039
0,42
0,61
0,44
0,63
0,59
0,61
0,64
0,69
0,71
0,86
0,74
0,92
0,77
1,02
0,80
1,08
0,83
1,09
0,66
1,10
0,88
1,14
0,90
1,18
0,92
137
0,96
1,40
0,99
1,43
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
34
35
36
37
0-1500
15001600
0-1600
16001700
0-1700
17001800
0-1800
18001900
0-1900
19002000
0-2000
18001900
0-1900
19002000
0-2000
0,13
0,24
0,14
075
0,15
076
0,15
079
0,16
031
0,17
079
0,16
031
0,17
0,15
0,27
0,16
078
0,17
079
0,17
032
0,18
034
0,19
032
0,18
034
0,19
0,17
031
0,18
032
0,19
033
070
036
071
037
072
036
071
037
072
0,19
034
071
036
072
037
073
0,40
074
0,41
075
0,40
074
0,41
075
0,26
0,46
077
0,47
078
0,48
079
0,52
031
0,54
032
0,52
031
0,54
032
030
0,56
031
0,60
033
0,64
035
0,68
036
0,71
038
0,68
036
0,71
038
031
0,59
033
0,62
035
0,66
037
0,69
038
0,72
0,40
0,69
038
0,72
0,40
033
0,60
034
0,64
036
0,68
038
0,70
0,40
0,73
0,41
0,70
0,40
0,73
0,41
034
0,65
036
0,70
038
0,72
0,40
0,74
0,42
0,76
0,43
0,74
0,42
0,76
0,43
037
0,66
038
0,73
0,40
0,75
0,41
0,77
0,43
0,79
0,45
0,77
0,43
0,79
0,45
0,45
0,68
0,47
0,75
0.48
0,79
0,49
0,80
0,51
0,81
0,52
0,80
0,51
0,81
0,52
1,02
1.48
1,05
1,54
1,08
1,69
1,11
1,73
1,14
1,76
1,17
1,73
1,14
1,76
1,17
5.4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Вследствие особенностей подготовки минерально-сырьевых ресурсов для
хозяйственного освоения прогнозирование в геологии в форме научного
предвидения является важнейшим элементом практической работы как самих
геологических организаций и потребителей продукции, так и вышестоящих
органов.
Прогноз
оптимального
состояния
минерально-сырьевой
базы,
учитывающий все особенности конъюнктуры и фундаментальные направления
научно-технического прогресса, служит фундаментом для формирования единой
минерально-сырьевой политики, основные принципы которой:
- ориентация развития минерально-сырьевого комплекса по непрерывной
технологической цепи: поиски - разведка -добыча - переработка - потребление отходы, каждое звено которой направлено не только на удовлетворение
краткосрочных, текущих потребностей, но и на сбалансированное обеспечение
надежности этой базы для будущих поколений;
- создание системы экономических и правовых регуляторов, а также
организационно-структурных мер, обеспечивающих реализацию выработанной
долговременной политики.
Одной из важнейших форм прогноза является минерально-сырьевая
программа, составленная в соответствии с общими принципами минеральносырьевой политики страны и отражающая:
- ожидаемую потребность страны в минеральном сырье на 10, 20, 30 лет и
на более отдаленную перспективу и пути ее удовлетворения;
- направления и объемы развития горно-добывающих отраслей
промышленности, способные обеспечить потребности сферы материального
производства во всех видах минерального сырья с учетом выбытия мощностей на
отработанных месторождениях, ввода в определенные сроки новых
месторождений;
- осуществление ресурсосберегающих мероприятий, безотходных и
малоотходных технологий добычи и переработки минерального сырья;
- увеличение доли вторичного сырья в промышленном производстве;
- разработка и внедрение заменителей дефицитных видов минерального
сырья, природоохранных и экологических мероприятий;
- источники, направления, объемы импорта и экспорта минерального сырья;
- направления и объемы развития геолого-разведочных работ с целью
укрепления и расширения минерально-сырьевой базы по всем видам полезных
ископаемых и по важнейшим горно-промышленным районам;
- подготовка важных технических средств, новейших технологий и
высококвалифицированных кадров для развития геолого-разведочных работ и
горно-добывающих отраслей промышленности.
Реализация перспектив развития и эффективного использования
минеральных богатств должна идти по линии горизонтальной интеграции всех
участников производственного процесса.
6. ПЛАНИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Планирование - это разработка планов экономического и социального
развития, а также комплекса практических мер по их выполнению. В ходе
планирования в геологии формируются плановые задания по производству
геолого-разведочных работ с целью выявления и разведки запасов полезных
ископаемых в недрах земли и выполнения других геологических заданий.
Одной из отличительных особенностей планирования в геологоразведочной отрасли является включение в него проектирования геологоразведочных работ, представляющего собой технико-экономическую основу
реализации планов.
Планирование строится на таких принципах, как научность, экономическая
заинтересованность и ответственность, пропорциональность, сбалансированность,
комплексность планов, контроль за ходом их выполнения и др. Решающая роль
отводится
перспективному
планированию,
органическому
сочетанию
перспективных
планов
с
текущим
планированием,
отраслевого
и
территориального планирования и т.д.
Перспективное планирование предусматривает составление и организацию
выполнения планов развития отраслей, предприятий, регионов, рассчитанных на
несколько лет (три, пять и более). Важнейшей составной частью перспективных
планов являются целевые комплексные программы.
Текущее планирование - это составление планов развития как в целом
страны, так и отдельных отраслей, предприятий на срок до одного года.
Сочетание перспективных и текущих планов и связь между ними
обеспечивают непрерывность планирования, устойчивость в работе предприятий,
зависящих от минерально-сырьевой базы.
При планировании геолого-разведочных работ необходимо исходить из
дальнейшего расширения базы минерально-сырьевых ресурсов страны,
повышения их качества и улучшения географического размещения с целью
обеспечения соответствующих отраслей промышленности разведанными
запасами полезных ископаемых, экономически выгодными для эксплуатации. При
этом должно предусматриваться значительное опережение сроков развития
геолого-разведочных работ по сравнению со сроками развития добывающих
предприятий.
При
разработке
планов
геолого-разведочных
работ
следует
руководствоваться следующими примерными сроками обеспеченности
разведанными запасами отдельных предприятий:
• предприятия цветной металлургии: крупные предприятия алюминиевой,
медной, свинцово-цинковой и никелевой промышленности должны быть
обеспечены разведанными запасами на 30-40 лет, крупные предприятия по
добыче и производству вольфрама, молибдена, олова, ртути - на 20-30 лет,
золоторудные предприятия - на 15-20 лет, небольшие предприятия,
эксплуатирующие богатые месторождения некоторых цветных металлов, золота и
ценных видов неметаллического сырья, а также россыпные месторождения
благородных и редких металлов, - на 5-10 лет;
• предприятия черной металлургии (рудники и карьеры) должны
обеспечиваться разведанными запасами железных руд и других видов сырья на
20-25 лет, а крупные горно-обогатительные комбинаты - не менее чем на 40 лет;
• разведанные запасы угля должны обеспечивать эксплуатацию шахт
мощностью 0,6-0,9 млн т и карьеров мощностью 3 млн т и более в год в течение
40-50 лет, а шахт мощностью 1-2 млн т – в течение 50-60 лет;
• по горно-добывающим предприятиям химической промышленности и
промышленности строительных материалов обеспеченность разведанными
запасами должна составлять: для крупных предприятий - 40-50 лет, для средних 20-30 лет, а для сравнительно небольших рудников или карьеров - 10-15 лет;
• по нефтяной промышленности обеспеченность намечаемых уровней
добычи разведанными запасами нефти в целом по стране и отдельным районам
должна составлять по категориям А+В+С 25-30 лет.
Для новых районов и крупных месторождений, еще не освоенных
промышленностью и требующих особенно больших капитальных вложений,
обеспеченность разведанными запасами может быть выше указанных пределов.
Для старых горно-рудных районов, где эксплуатируются высокопродуктивные
месторождения, допускается снижение обеспеченности разведанными запасами с
учетом возможных приростов запасов.
Особого внимания при планировании требует соблюдение рациональной
последовательности в проведении различных стадий геолого-разведочных работ:
региональных геолого-съемочных и геофизических исследований, поисковых
работ, предварительной и детальной разведки. Геолого-разведочные работы
планируют с учетом комплексного их выполнения. Наряду с изучением основного
полезного ископаемого предусматривается оценка других, выявленных в данном
районе полезных ископаемых, а также входящих в состав руд полезных попутных
компонентов.
Кроме собственно разведочных работ на месторождении планируют также
гидрогеологические и инженерно-геологические исследования для изучения
гидрогеологических условий и изыскания источников водоснабжения будущего
горно-добывающего предприятия.
Основная литература
1 Бурение нефтяных и газовых скважин / В. Вадецкий. — М: Академия, 2003.
2. Беленьков А.Ф. Экономика геолого-разведочных работ: Учебно-методический
комплекс. - Новосибирск: НГАЭиУ, 2004
3. Основы нефтегазового дела: Учебник / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е
изд., доп. и испр. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.
4. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учеб. пособие / М.М.
Карибов, О.А. Гумеров. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.
5. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды:
Учеб. пособие / АА Ишмурзин, Р.А Храмов. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.
6. Миловидов К.Н. Экономика мировой нефтяной промышленности: Учебное
пособие. М.; РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2003.
7. Экономика химической отрасли. Учебное пособие для студентов ВУЗов И.А.
Садчиков, В.Е. Сомов, М.Л. Колесов, В.А. Балукова. Под ред. И.А.Садчикова
СПб. Химиздат. 2000 – 380 с.
Дополнительная литература
1. Комарова А.И., Миловидов К.Н., Николаева Е.А. и др. Анализ основных
показателей и тенденций развития ведущих мировых нефтяных компаний.
М.;ВНИИОЭНГ, 2001.
2. Буровое оборудование: Справочник. Т.1. — М: Недра, 2000.
3. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. —
М.: Недра, 1999.
4. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти.
– М.: Наука, 1999.
5. Палий А.О. Режимы разработки нефтяных месторождений. – М.: ГАНГ им.
И.М. Губкина, 1998.
6. Ю.П. Желтов. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998.
7. Калинин А.Г. Основы бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие.
- СПб.: Санкт.-Петерб. гос. горный ин-т, 1996.
8. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1993.
9. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. —
М.: Недра, 1993.
10. Экономика, организация и планирование геолого-разведочных работ: Учебник
/Э.А. Азроянц, В.Т. Борисович, З.М. Назарова и др. - М.: Недра, 1992.
11. Башкатов Д. Н. Прогрессивная технология бурения гидрогеологических
скважин. - М.: Недра, 1992.
12. Болтыров В.Б., Золоев К.К. Экология геолого-разведочных работ:
Методические рекомендации. - Свердловск, 1991.
13. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1986.
14. Володин Ю.И. Основы бурения: Учебник. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.:
Недра, 1986.
15. Технология бурения нефтяных и газовых скважин / М. Я. Беркович, М. Р.
Мавлютов, А. И. Спивак и др. — М.: Недра, 1969.
Справочная литература (для курсовых работ)
1. Башкатов Д. Н. Прогрессивная технология бурения гидрогеологических
скважин. - М.: Недра, 1992.
2. Беленьков А.Ф. О выборе оптимального диаметра бурильных труб при бурении
скважин на воду // Специальные работы в промышленном строительстве. М..ЦБТИ, 1974.-№3.-С. 1-4.
3. Беленьков А.Ф. Применение лопастных ступенчатых долот и расширителей //
Специальные работы в промышленном строительстве. - М.: ЦБТИ, 1975. - № 5. С. 9-11.
4. Беленьков А.Ф. Исследование, разработка и применение пакерных устройств в
бурении. -М.: Недра, 1976.
5. Беленьков А.Ф. Техническое прогнозирование перспектив научного прогресса в
области сооружения скважин // Специальные строительные работы. - М.: ЦБТИ,
1976.-№11.-С. 5-8.
6. Беленьков А.Ф. Унификация схем компоновок бурового инструмента при
роторном способе бурения скважин на воду // Специальные строительные работы.
-М.: ЦБТИ, 1977. -№ 1. -С. 9-12.
7. Беленьков А.Ф. Устройство для разобщения продуктивных горизонтов при
испытании нефтяных скважин // Машины и нефтяное оборудование. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-№2.-С. 10-12.
8. Беленькое А.Ф. Некоторые результаты применения долот, обработанных
жидким азотом // Геологическое строение и минерально-сырьевые ресурсы
Новосибирской и Омской областей. - Новосибирск, 1984. - С. 73-75.
9. Болтыров В.Б., Золоев К.К. Экология геолого-разведочных работ:
Методические рекомендации. - Свердловск, 1991.
10. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1986.
11. Воздвиженский Б И. Колонковое бурение: Учебное пособие. - М.: Недра, 1982.
12. Володин Ю.И. Основы бурения: Учебник. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.:
Недра, 1986.
13. Калинин А.Г. Основы бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное
пособие. - СПб.: Санкт.-Петерб. гос. горный ин-т, 1996.
14. Колесникова Т.И. Буровые растворы и крепление скважин. - М.: Недра, 1975.
15. Лерман С.Н., Заика С. К. Справочник по бурению, оборудованию,
эксплуатации и ремонту скважин. - Киев, Буд1вельник, 1974.
16. Мавлютов М.Р. Технология бурения глубоких скважин. - М.: Недра, 1982.
17. Ованесов М.Г. Спутник нефтегазопромыслового геолога. - М.: Недра, 1971.
18. Основы горно-бурового дела: Учебное пособие / Б.И. Воздвиженский, Н.И.
Куличихин, Ш.Б. Багдасаров и др. - М.: Недра, 1967.
19. Погребицкий Е. О. Поиски и разведка месторождений полезных ископаемых. М.: Недра, 1968.
20. Пермяков И.Г. Геологические основы поисков, разведки и разработки
нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1976.
21. Экономика, организация и планирование геолого-разведочных работ: Учебник
/Э.А. Азроянц, В.Т. Борисович, З.М. Назарова и др. - М.: Недра, 1992.
22. Методические указания о порядке проведения геолого-разведочных работ.
Приказ Министерства геологии СССР № 161 от 20.04.1984 г.-М., 1984.
Ссылка на ресурсы ИБЦ по дисциплине:
http://connect.mubint.ru/l43148073/