Материал: Прихваты колонн при бурении скважин

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам

я -												Таблицй	2
						Число прихватов по годам						___-------------
Объединение		Всего				I категории			11 категории			111 категории
Объединение		Всего				I категории			11 категории	1979	1 977	1978	1979
	1 977	1 978	1979	1980	1977	\| 1978 I	1979	1977	1978				1979
	1 977	1 978	1979	1980	1977	\| 1978 I	1979	1977	1978
Всего по Миннефтепрому	417	433	452	447	108	104	118	118	i29	142	191	200	192
Всего по Миннефтепрому	417	433	452	447	108	104	118	118	i29	142	191	200	QQ
Главтюменнефтегаз	21	69	77	58	8	23	23	4	17	21	9	29	С О
В том числе:	9	24		21		7	13	1	6	9	2	11	8
Ннжневартовскнефть			30		6								8
Ннжневартовскнефть			30		6								л
Сургутнефтегаз	5	24	23	11	2	10	7	I	7	7	2	7	9
Юганскнефтегаз	5	19	20	21		4	3	1	4	3	4	11	14
Юганскнефтегаз	5	19	20	21	____	4	3	1	4	3	4	11	л
Урайнефтегаз	2	2	4	5	____	2	____	1	—	2	1	—	2
Татнефть	40	46	43	32	21	15	24	7	8	7	12	23	12
Башнефть	57	73	68	85	19	24	22	19	24	22	19	25	24
Куйбышевнефть	17	18	19	23	7	9	10	4	3	3	6	6	6
Пермнефть	54	39	38	43	1	- --	____	11	10	12	42	29	26
Мангышлакнефть	22	22	17	15	3	____	2	3	5	3	19	17	14
Туркменнефть	14	11	12	13	3	3	2	6	2	2	5	6	8
Укрнефть	15	6	7	13	3	1	1	3	5	4	9	—	2
Грознефть	12	10	16	11	1	3	5	3	5	6	8	2	5
Оренбургнефть	30	11	26	21	14	4	10	6	I	7	10	6	9
Коминефть	26	23	20	28	12	10	8	8	9	9	6	4	3
Белоруснефть	5	11	12	6	_	____	1	1	9	6	4	2	5
Ставропольнефтегаз	4	9	4	4	__	1	____	3	4	2	1	4	2
Нижневолжскнефть	23	21	17	16	1	1	1	15	И	13	7	9	3
Азнефть	12	14	11	13	3	" —	2	3	5	4	6	9	5
Краснодарнефтегаз	8	5	5	5	1	4	1	5	—	2	2	1	2
Эмбанефть	9	12	8	4	____	_	—	—	1	2	9	11	6
Удмуртнефть	2	5	4	6	--	2	—	1	—	1	1	5	3
Дагнефть	17	9	6	3	7	2	1	6	5	3	4	2	2
Саратовнефтегаз	10	6	19	10	4	—	2	4	3	8	2	3	9
Узбекнефть	^6	3	5	14	2	1	2	—	—	1	4	2	2
Киргизнефть	*1	2	4	2	—-	1	—	1	1	2	—	—	2
Киргизнефть	*1	2	4	2	—-	1		1	1	2	—	—	2
Таджикнефть	6	1	7	4	____	—	—	3	1	—	3	—	7
Грузнефть	3	4	3	9	—	—	—	1	—	1	2	4	2
Томскнефть	3	3	4	8	1	2	3	1	—	1	1	1
Союзтермнефть	—	—	—	1	—	—	— ,	—	—	—		J 1 — 11 —
Союзтермнефть	—	—	—	1	—	—	— ,	—	—			J 1 — 11 —

Таблица 3

Объединение	Прихваты		В том числе прихваты II и III категорий
Объединение		Время			Время
		Время		% от	Время	% от
	Число	ликвида	Число	% от	ликви	% от
	Число	ции,	Число	общего	дации,	общего
		ч		числа	ч	времени
Азнефть	и	33028	9	81,8	30242	91,6
Грознефть	16	И530	11	68,8	9039	62,2
Грузнефть	3	4999	3	100,0	4999	100,0
Дагнефть	6	12342	5	83,3	12051	97,6
Киргизнефть	4	4089	4	100,0	4089	100,0
Таджикнефть	7	3508	7	100,0	3508	100,0
Туркменнефть	12	12042	10	83,3	5213	43,3
Узбекнефть	5	3003	3	60,0	2724	90,7
Укрнефть	7	11299	6	85,7	9936	88,0
И т о г о	71	98840	58	81,7	81801	82,8

предупреждения и ликвидации обвалов флюидопроявлений, уве личивается опасность возникновения прихватов и поглощений бу рового раствора. Более 40% .прихватов по Миинефтепрому проис ходит при проводке скважин в районах массового бурения (Главтюменнефтегаз, Татнефть, Башнефть), однако на их ликвидацию затрачивается лишь около 18% времени, приходящегося на лик видацию прихватов в целом по отрасли. В среднем здесь на лик видацию одного прихвата затрачивается 178 ч, причем по трудо емкости и распространенности прихваты I, II и III категорий отли чаются незначительно.

Характерным является .показатель tjlJ (где t — время, затра ченное iHa ликвидацию прихватов, П — объем проходки, в тыс. м). Так, для месторождений Юга он составляет в среднем 65 ч/1000 м

(Д агнефть — 132,4, Азнефть — 111,6,			Киргизнефть — 96,5,	Гроз-
нефть — 79,2,	Таджикнефть — 47,6,	Туркменнефть — 35,6,		Узбек-
нефть— 34,9,	• Укрнефть— 31,5),	а	для Главтюменнефтегаза,

Татнефти, Башнефти — 3,3 ч/1000 м.

Анализ данных о времени, израсходованном на ликвидацию прихватов по трем категориям, показывает (табл. 4), что суммар ные затраты по Миинефтепрому за период 1977—1979 гг. состав

ляют	для прихватов:	I категории — 113,4,	II категории— 176,6
и III	категории — 258,3	тыс. ч. Наибольшие	затраты	времени на
ликвидацию прихватов I категории, отнесенные к объемам про
ходки, получены в объединениях Дагнефть — 48,9,				Грознефть —

13,8, Азнефть— 13,4, Узбекнефть— 13,2, Укрнефть— 10,9, Красно дарнефтегаз— 9,4, Комииефть — 8,0 ч/1000 м. За 1977—1979 гг. прихваты I категории практически отсутствовали в объединениях Урайнефтегаз, Пермнефть, Мангышлакнефть, Белоруснефть, Ставропольнефтегаз, Эмбанефть, Удмуртнефть, Киргизнефть, Таджикнефть, Грузнефть.

TSb											Таблица 4
											Таблица 4
			Время ликвидации прихватов t, ч по годам
Объединение		Всего			I категории		II категории			Hi категории
1977	1978	1979	1980	1977	1978	1979	1977	1978	1979	1977	1978	1979

Всего по Миннефтепрому	196479	166548	185281	256263
Главтюменнефтегаз	3912	12154	13335	8748
В том числе:
Ннжневартовскнефтегаз	1044	3417	6502	2642
Сургутнефтегаз	1211	3591	3450	2150
Юганскнефтегаз	1270	5033	2875	3263
Ураннефтегаз	387	113	508	693
Татнефть	5492	7728	4810	5500
Башнефть	9880	15166	15370	23051
Куйбышевнефть	4939	4874	4576	5572
Пермнефть	6914	6343	4836	9150
Мангышлакнефть	6477	6025	4250	2982
Туркменнефть	12432	9575	12042	18126
Укрнефть	27914	12344	11299	17987
Ррознефть	8775	10746	14530	11860
Оренбургнефть	5182	2525	3136	10124
Коминефть	8770	7985	5592	11809
Белоруснефть	1685	5480	7822	11165
Ставропольнефтегаз	697	2076	2616	957
Нижневолжскнефть	13205	5170	6069	21216
Азнефть	26339	24755	33028	34771
Краснодарнефтегаз	7321	1360	4106	10136
Эмбанефть	6697	8155	2967	5299
Удмуртнефть *	ПО	809	549	312
Дагнефть	17711	1013	12342	10478
Саратовнефтегаз	3576	2288	5134	4852
Узбекнефть	5374	3729	3003	9800
Киргизнефть	72	322	4089	3124
. Таджикнефть	7670	810	3508	5520
Грузнефть	5008	5686	4999	9929
Томскнефть	327	430	1273	3196
Союзтермнефть		_	—	599

45737	29660	37959	50854	55345	70419	99888	81543	76903
1593	2463	5192	472	2528	3236	1847	7163	4907
674	460	2869	29	863	1678	341	2094	1955
919	690	1373	173	1056	907	119	1845	1170
_	1200	950	172	609	360	1098	3224	1565
—	113	—	98	—	291	289		217
2445	2122	2548	848	1250	731	2199	4356	1531
3100	5000	5100	3200	5000	5100	3580	5166	5170
2000	2400	2200	352	866	1312	2587	1608	1064
123	_	---	2240	2539	1720	4551	3804	3116
__	__	—	1020	1535	1818	5457	4490	2432
2959	3249	6829	7710	1064	1817	1763	5262	3396
7220	714	1363	5866	11630	7687	14828	3221	2249
73	1701	5491	1114	5824	6065	7588	3221	2974
1996	1540	897	717	66	749	2469	919	1490
3360	3271	2037	2680	3324	2716	2730	1390	839
	__	518	512	3890	4953	1173	1590	2351
__	20	—	681	1487	168	16	569	2448
205	305	15	7000	2195	4421	6000	2670	1633
8043	—	2786	1311	3827	10396	16985	20928	19846
1462	1346	1897	5489	—	286	370	14	1923
—	—	—	—	1020	605	6697	7135	2362
—	—	—	30	—	49	80	809	500
8583	4332	291	4359	4400	8834	4769	1281	3217
189	—	176	1691	1833	2000I	1696	455	2958
2305	740	279	337	—	1872!	2732	2989	852
—	65	—	72	257	2191	——		1898
---	—	—	2489	810	760	5181	5686	3508
—	—	—	617	—	760	4391	5686	4239
81	392	340	47	—	933	199	38
—	—	—	— \|	— 1 -- 1		—

Прихваты II категории наиболее распространены в объедине ниях Дагнефть — 55,3, Укрнефть — 31,2, Грознефть — 25,6, Киргизнефть— 25,0, Нижневолжскнефть— 19,4, Азнефть— 17,2, Таджикнефть— 16,5 ч/ЮОО м и практически отсутствуют только в объеди нении Удмуртнефть.

Наиболее высокие относительные затраты времени на ликви

дацию	прихватов III категории: в Грузнефти — 142,0, Азнефти —
64,4,	Таджикнефти — 43,5, Эмбанефти — 40,0,	Дагнефти — 30,7,
Узбекиефти — 21,7, Укрнефти — 21,2 ч/ЮОО м.		характеризующие
В табл. 5 приведены основные показатели,

состояние аварийности по предприятиям Миннефтепрома за 1977— 1979 гг. В целом по отрасли количество прихватов состав ляет 33—34% от общего числа аварий, а затраты времени на их ликвидацию — 42—47%. В среднем на ликвидацию одной аварии

затрачивается	278—359 ч, одного прихвата — 385—472 ч.
Как видно	из приведенного	анализа,	наибольшая	трудность
в ликвидации	прихватов отмечается в объединении			Дагнефть.
Условно территория Дагестана		делится	на две зоны:	северную

равнинную и южную предгорную и горную с весьма развитой тек тонической нарушенностыо. Как правило, бурение скважин в се верной части Дагестана ведется без осложнений с использованием буровых растворов плотностью до 1260— 1320 кг/м3. Вследствие повышенных температур (на глубине 4700 м до 200°С) основные трудности при проводке скважин связаны со стабилизацией па раметров бурового раствора. Площади Южного Дагестана харак теризуются сложностью их геологического строения, аномально высокими температурами, пластовыми и поровыми давлениями, тектонической нарушенностью районов, большой мощностью пе ремятых глинистых отложений майкопского возраста, большими^

углами падения пород (до 60°). На	ряде площадей	(Ачи-Су, Из-
бербаш, Махачкала, Исти-Су и др.)	на глубинах 1800—2800 м за
легают пласты, давление в которых	достигает 40—60 МПа [3].
Верхнемеловая продуктивная толща	представлена	хорошо про

ницаемыми трещиноватыми известняками, склонными к поглоще ниям. Аналогичные осложнения характерны и для карагано-чок- ракских отложений. В майкопских отложениях коэффициент ано мальности давления доходит до 1,8—2,0, что приводит к необходи мости использования бурового раствора плотностью до 2000—» 2250 кг/м3.

Проводка скважин в часто перемежаемых породах с крутыми

углами	падения	пластов	(в	основном карагано-чокракские отло
жения)	сопровождается		изменением		азнмума	и зенитного угла
стволов.				части	Дагестана	скважины имеют
На	площадях северной
двухколонную		конструкцию,		южной части — многоколонную.

Серьезные осложнения при проводке глубоких скважин связаны с деструкцией бурового раствора. Так, параметрическую скв. 1 Кочубеевская до глубины 4000 м бурили без особых осложнений. При разбуривании ангидритовых отложений с глубины 4090 м

	*.= T/п , ч / 1000 м			kt=■tin, ч/ЮОО м
Объединение	1977 г.	1978 г.	1979 г.	1977 г.	1978 г.	1979 г.
	1977 г.	1978 г.	1979 г.	1977 г.	1978 г.	1979 г.
Всего по Миннефтепрому	36,0	25,0	26,6	15,9	11,7	11,2
'Г лавтюменнефтегаз	2,8	4,9	4,5	1,0	2,5	2,2
В том числе
Нижневартовскнефтегаз	2,3	3,1	4,3	0,6	1,9	2,4
Сургутнефтегаз	4,2	5,4 .	3,4	1,6	2,9	2.0
Юганскнефтегаз	2,9	8,1	6,1	1,4	4,4	2,0
Урайнефтегаз	3,5	2,9	4,5	3,5	0,7	2,8
Татнефть	6,5	5,5	5,9	3,1	4,2	2,2
Башнефть	17,9	17,7	15,0	6,3	9,0	7,7
Куйбышевнефть	32,6	33,8	29,0	11,0	9,4	7,9
Пермнефть	19,2	17,7	20,8	8,6	7,9	6,3
.Мангышлакнефть	19,9	19,1	21,0	12,7	10,1	7,2
Туркменнефть	81,6	60,6	107,2	34,0	26,1	35,6
Укрнефть	227,4	102,2	89,4	114,5	47,4	31,5
Грознефть	133,9	157,1	252,6	50,1	62,1	79,3
Оренбургнефть	31,1	30,9	37,6	15,2	6,8	8,2
Коминефть	112,9	73,6	39,4	36,1	23,0	14,3
Белоруснефть	31,0	48,0	52,7	8,3	32,1	25,2
Ставропольнефтегаз	21,2	8,8	14,8	2,4	6,6	8,7
Нижневолжскнефть	134,6	71,2	77,6	62,1	21,4	24,9
Азнефть	153,1	116,1	165,5	98,7	83,9	111,7
Краснодарнефтегаз	133,1	20,2	47,0	44,4	8,4	25,7
Эмбанефть	109,7	102,2	84,7	55,8	54,4	18,2
Удмуртнефть	2,3	6,5	4,3	0,5	2,7	1,5
Дагнефть	278,0	172,9	218,6	200,6	113,4	132,4
Саратовнефтегаз	216,0	75,3	41,8	43,8	15,9	16,2
Узбекнефть	257,7	109,7	79,8	62,0	37,4	34,9
Киргизнефть	111,6	28,6	107,1	2,2	8,0	99,5
Таджикнефть	166,9	89,3	113,3	143,9	13,6	47,7
Грузнефть	301,6	237,0	182,0	131,4	135,7	96,5
Томскнефть	3,1	9,7	25,4	1,4	1,4	5,7
П р и м е ч а н и е . Т, П, t, А,	п — соответственно время ликвидации				аварий,	проходка.

Смотрите также:


«ДОХОДЫ, РАСХОДЫ И ПРИБЫЛЬ КОММЕРЧЕСКОГО БАНКА.»
«ДОХОДЫ, РАСХОДЫ И ПРИБЫЛЬ КОММЕРЧЕСКОГО БАНКА.»
Значение, сущность и содержание социально — педагогической деятельности в организации для детей-сирот и детей, оставшихся без попечения родителей
Проактивные методы PR-деятельности российских авиационных компаний «Россия», «Азимут»
__RGR2
__RGR2
_11_А. Франс для эл версии
_индив анализ данных
- Интерфейс 485 и оптопорт 11