Характеристика и краткое описание устройств

Буровые установки и сооружения

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рис. 2.2), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части -- кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части -- талевого блока (подвижно-го блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъем-ное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной ко-лонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необхо-димого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек -- недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде.

Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем подни-маются в вертикальное положение при помощи специальных уст-ройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном поло-жении на специальном транспортном устройстве. При этом тале-вая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможно-сти из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универ-сальным транспортом. В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются ме-тодом сверху-вниз. Перед началом монтажа на вышечном осно-вании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют.

Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения: 1) Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки. 2)Насосный сарай для размещения буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев. 3) Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования инструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5...2 м, длина до 18 м. 4) Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов. 5)Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе -- трансформаторные площадки, на двигателях внутрен-него сгорания (ДВС) -- площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов и т. п.

Талевая система

В процессе проводки скважины подъемная система выполня-ет различные операции. В одном случае она служит для про-ведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспе-чения высокой эффективно-сти при этих разнообраз-ных работах подъемная си-стема имеет два вида ско-ростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для ос-тальных операций.

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспече-ния минимума затрат вре-мени подъемная система должна обладать способно-стью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также слу-жит для удержания бу-рильной колонны, спущен-ной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система ус-тановки (рис. III.1) пред-ставляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, яв-ляющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и меха-низмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Под-вижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б -- через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм -- крюкоблок.

Буровые лебёдки

Лебедка -- основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения следующих опе-раций: спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про-мывки скважины; приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру-мента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой уста-новлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (лен-точный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт уп-равления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобра-зовывает вращательное движение силового привода в поступа-тельное движение талевого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк под-нимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или та-левого блока, крюка и элеватора, когда элеватор опускается вниз за очередной свечой.

Лебедки снабжаются устройствами для подвода мощности при подъеме колонны и тормозными устройствами поглощения освобождающейся энергии при ее спуске. Для повышения к. п. д. во время подъема крюка с ненагруженным элеватором или ко-лонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфта-ми, обеспечивающими плавное включение и минимальную затра-ту времени на эти операции. Во время подъема колонн различ-ного веса скорости в коробках передач переключают периоди-чески. Оперативного управления скоростями коробки не требу-ется.

Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является классифи-кационным параметром.

Роторы

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешен-ной бурильной колонны или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддер-жания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавли-ваемых на его столе, на элеваторе или клиньях. Роторы также ис-пользуются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных работ. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое коле-со которого насажено на втулку, соединенную со столом. Верти-кальная ось стола расположена по оси скважины.

На рис. V.1 показана схема ротора. Стол 5 имеет отверстие диаметром 250--1260 мм в зависимости от типоразмера ротора. В отверстие стола устанавливают вкладыши 7 и зажимы ведущей трубы 6, через которые передается крутящий момент. Большое коническое колесо 4 передает вращение столу ротора, укреплен-ному на основной 3 и вспомогательной 2 опорах, смонтированных в корпусе 1, образующем одновременно масляную ванну для смаз-ки передачи и подшипников.

Сверху стол защищен оградой 8. Быстроходный ведущий вал 10 расположен горизонтально на подшипниках 11, воспринимаю-щих радиальные и горизонтальные нагрузки. Вал 10 приводится: во вращение от цепной звездочки 12 или с помощью вилки кар-данного вала, расположенной на конце вала. Ротор снабжен сто-пором 9, при включении которого вращение стола становится не-возможным. Фиксация стола ротора необходима при СПО и бу-рении забойными двигателями для восприятия реактивного момента.

Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы

Буровые насосы и циркуляционная система выполняют сле-дующие функции:

Нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обес-печения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффектив-ной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на по-верхность;

Подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его наса-док для частичного разрушения породы и очистки забоя от вы-буренных частиц;

Подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

На рис. VII. 1 показаны схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элемен-тах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м при бу-рении роторным способом.

В процессе бурения в большинстве случаев раствор цирку-лирует по замкнутому контуру. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, кото-рые подают его в буровые насосы /. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бу-рильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбурен-ной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8. Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по желобам 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие примеси, поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров и снова направляется в подпорные насосы.

Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого дав-ления, по которому раствор подается от насосов / к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Напор-ная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом пре-дусматривается система обогрева трубопроводов.

Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, задвижками и емкостями для хранения раствора.

Вертлюги

Вертлюг -- промежуточное звено между поступательно пере-мещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замко-вой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом верт-люга. Для обеспечения подачи бурового раствора или газа пере-мещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к отво-ду вертлюга, а второй к стояку.

В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающего-ся при нагреве в процессе работы. Это устройство не пропуска-ет масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном по-ложении.

Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бу-рового раствора, массой и габаритными размерами. Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров. Кор-пус вертлюга выполняется обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.

Силовые приводы буровых установок

Приводом буровой установки называется совокупность дви-гателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механи-ческую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию -- насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характери-зует основные его потребительские и технические свойства и яв-ляется классификационным (главным) параметром.

В зависимости от используемого первичного источника энер-гии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энер-госнабжения, с питанием от промышленных электрических се-тей. К автономным приводам относятся двигатели внут-реннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономным приводам отно-сятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока.

В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и ком-бинированный или смешанный.

Индивидуальный привод -- каждый исполнительный меха-низм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвига-телей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его ис-пользовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при мон-таже.

Групповой привод -- несколько двигателей соединены сум-мирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сго-рания.

Комбинированный привод -- использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характери-стикам исполнительных механизмов.

Потребителями энергии буровой установки являются:

в процессе бурения -- буровые насосы, ротор (при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;

при спуске и подъеме колонны труб -- лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.

Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы осталь-ных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляе-мая вспомогательными устройствами, не превышает 10--15% мощности, потребляемой главным оборудованием.

Гибкость характеристики -- способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вра-щения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости, диапазона регу-лирования частоты вращения валов силового привода и прие-мистости двигателя.

Коэффициент гибкости характеристики определяется отно-шением изменения частоты вращения к вызванному им откло-нению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обрат-но пропорционален коэффициенту перегрузки.

Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двига-тель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и из-меняют частоту вращения.

Приспособляемость -- свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вращения в зависимости от момен-та сопротивления. Собственная приспособляе-мость -- свойство двигателя приспособляться к внешней на-грузке. Искусственная приспособляемость -- свой-ство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.

Оборудование для герметизации устья скважины

В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудова-ние для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при АВПД. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превенторов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли.

Для герметизации устья скважины используют три вида превенторов: плашечные -- глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в сква-жине находится колонна труб; универсальные -- для пере-крытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба; вра-щающиеся -- для уплотнения устья скважины с вращающей-ся в ней трубой или ведущей трубой. Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.

Плашечные превенторы

Превентор (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на што-ке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии от-верстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева на-право.

Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть от-верстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем са-мым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, на-ходящаяся в полости Ј, выжимается в систему управления.

Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 -- проклад-кой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присоединяется универсаль-ный превентор.

Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управ-лением должен иметь две линии управления: одну для управ-ления фиксацией положения плашек, вторую для их перемеще-ния. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний пре-вентор оборудуется плашками со срезающими ножами для пе-ререзания находящейся в скважине колонны труб.

Универсальные превенторы

Универсальный превентор предназначен для повышения на-дежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент -- мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении---сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (веду-щую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резино-вого уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универ-сальных превенторов дает возможность вращать и расхажи-вать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непо-средственного воздействия гидравлического усилия на уплот-няющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плун-жер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотни-тель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плун-жера.

При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отвер-стие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и об-жимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к цент-ру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплот-нения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в сква-жине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отвер-стие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жид-кость из камеры А в сливную линию.

Вращающиеся превенторы

Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую тру-бу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газо-образным агентом, с равновес-ной системой гидростатическо-го давления на пласт, опробо-вать пласты в процессе газо-проявлений.

II. Технологическая часть

1. Бурение нефтяных и газовых скважин

Ознакомление с приёмами ручной подачи долота, бурение с помощью регулятора подачи долота, обучение бурению ротором.

Когда долото подаётся на забой, на него необходимо создать определённую нагрузку. Эта операция выполняется с пульта бурильщика. Бурильщик при помощи так называемой кочерги осуществляет спуск инструмента, а затем постепенно, очень медленно разгружает вес с крюка на долото. Нагрузка на талевый канат определяется по индикатору веса. На индикаторе цена деления может быть различна. При подвешенной талевой системе, но ненагруженном крюке индикатор веса покажет значение, соответствующее весу талевой системы.

Нагрузка на долото должна быть равна не более 75% веса колонны УБТ. Например, имеется компоновка: 100 м УБТ и 1000 м бурильных труб. Пусть вес колонны УБТ составляет 150 кН, а вес колонны БТ - 300 кН. Суммарный вес БК в этом случае будет составлять 450 кН. Необходимо подать на забой приблизительно 2/3 веса УБТ, т.е. в данном случае 100 кН. Для этого колонна плавно опускается на 9 м (длина наращиваемой трубы) до забоя. Момент контакта долота с забоем определяется по индикатору веса: стрелка показывает уменьшение веса на крюке. После этого необходимо очень медленно растормаживать лебёдку и постепенно нагружать долото до тех пор, пока стрелка на индикаторе веса не покажет 35 т. Для более точного определения веса колонны служит вернер, т.к. на индикаторе массы не всегда может быть заметно колебание стрелки. Он показывает, сколько делений прошла стрелка на индикаторе веса, т.е. 3 деления вернера равны 1 делению индикатора массы.

Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъёмных операциях и вспомогательных работах.

Ротор -- это редуктор передающий вращение вертикально подвешенной колонне от горизонтального вала трансмиссии. Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может цепное колесо или полумуфта карданного вала. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия неактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопор-ным механизмом. При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку ско-рость вращения ротора изменяют при помощи передаточных меха-низмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не свя-зывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при ротор-ном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с ле-бедкой, привод к ротору.

В проходное отверстие ротора вставляются 2 вкладыша. Затем в зависимости от диаметра труб на ротор ставятся соответствующие клинья, которые присоединяются к четырём параллелям. Параллели в свою очередь приводятся в движение при помощи ПКР (пневматические клинья ротора), которые крепятся с противоположной стороны от вала ротора. При помощи педали, которая находится на пульте, бурильщик поднимает, либо опускает клинья.

Когда начинается бурение, клинья снимают с ротора, освобождая тем самым квадратное отверстие вкладышей. Затем в этом отверстии фиксируется так называемый кельбуш - подвижно закреплённая на ведущей трубе гайка, которая двигается по ней вверх-вниз. Дальше с помощью трансмиссии задаются необходимые обороты ротора, и он приводится во вращение с пульта бурильщика.

Ознакомление с методикой рациональной отработки долот.

Чтобы рационально отработать долото, необходимо выполнить норму по проходке. По мере углубления забоя породоразрушающий инструмент изнашивается, и для того, чтобы износ не произошёл раньше времени, необходимо соблюдать режим бурения.

Режим бурения включает в себя обороты ротора или забойного двигателя, нагрузку на долото и давление в насосах (на стояке). Так, для правильной отработки долота нагрузка на него должна составлять на более 75 % веса колонны УБТ. Перегрузка долота может обернуться его преждевременным износом или сломом шарошки, а недогрузка - падением проходки. Обороты ротора и давление на стояке задаются по геолого-техническому наряду.

Для рациональной отработки долота необходимо подавать его на забой без вращения и только после контакта с забоем включать обороты. Но прежде, чем начать бурение, необходимо «обкатать» долото в течение 30-40 минут для того, чтобы оно приработалось. При этом нагрузка на долото должна быть небольшой - порядка 3-5 т. При бурении турбобуром или винтовым забойным двигателем долото подаётся на забой уже во вращении. В этом случае можно либо становить промывку и спустить долото до забоя, либо без остановки промывки постепенно нагружать долото до требуемой величины.

Кодирование износа шарошечных долот:

В - износ вооружения (хотя бы одного венца)

В1 - уменьшение высоты зубьев на 0,25 %

В2 - уменьшение высоты зубьев на 0,5 %

В3 - уменьшение высоты зубьев на 0,75 %

В4 - полный износ зубьев

С - скол зубьев в %

П - износ опоры (хотя бы одной шарошки)

П1 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром меньше 216 мм 0-2 мм; для долот диаметром больше 216 мм 0-4 мм

П2 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром меньше 216 мм 2-5 мм; для долот диаметром больше 216 мм 4-8 мм

П3 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром меньше 216 мм больше 5 мм; для долот диаметром больше 216 мм больше 8 мм

П4 - разрушение тел качения

К - заклинивание шарошек (их число указывается в скобках)

Д - уменьшение диаметра долота (мм)

А - аварийный износ (число оставленных шарошек и лап указывается в скобках)

АВ (А1) - поломка и оставление вершины шарошки на забое

АШ (А2) - в поломка и оставление шарошки на забое

АС (А3) - оставление лапы на забое

Причины аномального износа шарошечных долот:

1) Большое число сломанных зубьев:

Неправильный выбор долота

Неправильная приработка долота

Чрезмерная частота вращения

Работа по металлу

2) Сильный износ по диаметру:

Большая частота вращения

Сдавливание шарошек в результате спуска в ствол уменьшенного диаметра

3) Эрозия тела шарошки:

Большой расход промывочной жидкости

4) Чрезмерный износ опор:

Отсутствие стабилизатора над долотом или между УБТ

Большая частота вращения

Значительное время механического бурения

5) Закупорка межвенцовых промежутков в шарошках разбуренной породой и твёрдой фазой:

Недостаточный расход ПЖ

Долото предназначено для более твёрдых пород

Спуск долота осуществлён в заполненную шламом призабойную зону

6) Большое число потерянных зубьев:

Эрозия тела шарошки

Значительное время механического бурения

Выполнение основных работ при СПО с помощью специального оборудования

Основным агрегатом при выполнении СПО является буровая лебёдка, которая приводится в действие силовым приводом. Для лучшего использования мощности во вре-мя подъема крюка с переменной по величине нагрузкой привод-ные трансмиссии лебедки или ее привод должны быть многоскоростными. Лебедка должна оперативно переключаться с больших скоростей подъема на малые и обратно, обеспечивая плановые включения с минимальной затратой времени на эти операции. В случаях прихватов и затяжек колонны сила тяги при подъеме должна быть быстро увеличена. Переключение скоростей для подъ-ема колонн различной массы осуществляется периодически.

Для проведения работ по подтаскиванию грузов и свинчиванию-навинчиванию труб при СПО применяются вспомогательные лебёдки и пневмораскрепители.

Пневмораскрепители предназначены для раскрепления замко-вых соединений бурильных труб. Пневмораскрепитель состоит из цилиндра, в котором перемещается поршень со штоком. Цилиндр с обоих концов закрыт крышками, в одной из которых установлено уплотнение штока. На штоке с противоположной стороны от поршня крепится металлический трос, другой конец которого надевается на машинный ключ. Под действием сжатого воздуха поршень перемещается и через трос вращает машинный ключ. Максимальная сила, развиваемая пневматическим цилиндром при давлении сжатого воздуха 0,6 Мпа, равна 50…70 кН. Ход поршня (штока) пневмоцилиндра 740…800 мм.

Комплекс механизмов АСП пред-назначен для механизации и ча-стичной автоматизации спуско-подъемных операций. Он обеспечивает:

· совмещение во времени подъема и спуска колонны труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечей на подсвечник, выноса ее с подсвечника, а также с навинчиванием или свинчиванием свечи колонной бурильных труб;

· механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к центру, а также захват или освобождение колонны бурильных труб автоматическим элеватором.

Механизмы АСП включают в себя: механизм подъёма (подъём и спуск отдельно отвёрнутой свечи); механизм захвата (захват и удержание отвёрнутой свечи во время подъёма, спуска, переноса её от ротора на подсвечник и обратно); механизм расстановки (перемещение свечи от центра скважины и обратно); центратор (удержание верхней части свечи в центре вышки при свинчивании и навинчивании); автоматический элеватор (автоматический захват и освобождение колонны БТ при спуске и подъёме); магазин и подсвечник (удержание в вертикальном положении отвинченных свечей).

В работе комплекса механизмов типа АСП-ЗМ1, АСП-ЗМ4. АСП-ЗМ5 и АСП-ЗМ6 используются ключ АКБ-ЗМ2 и пневмати-ческий клиновой захват БО-700 (кроме АСП-ЗМ6, для которого применяется захват ПКРБО-700).

Подготовка трубы к затаскиванию, установка элеватора на ротор, снятие его с ротора, посадка труб на клинья

Перед тем, как затаскивать трубы на буровую, необходимо произвести визуальный осмотр тела трубы и резьб. Для точного анализа вызывается бригада дефектоскопистов, которые с помощью приборов устанавливают пригодность труб для использования на буровой. Кроме того, нужно по мере надобности зачистить резьбовые соединения труб, а затем смазать их графитовой смазкой или солидолом. После этого трубы доставляются на приёмные мостки.

Во время бурения бурильные трубы одна за одной затаскиваются с мостков к ротору при помощи вспомогательной лебёдки. Затем доставленная труба навинчивается на колонну, и происходит дальнейшее углубление забоя на длину наращенной трубы.

Подъём и спуск бурильных труб в целях замены сработавшегося долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций. Причём к машинам относятся операции подъёма свечи из скважин и порожнего элеватора. Все остальные операции являются машинно - ручными или ручными требующими затрат больших физических усилий. К ним относятся:

· при подъёме: посадка колонны на элеватор; развинчивание резьбового соединения; установка свечи на подсвечник; спуск порожнего элеватора; перенос штропов на загруженный элеватор и подъём колонны на высоту свечи;

· при спуске: вывод свечи из-за пальца и с подсвечника; навинчивание свечи на колонну; спуск колонны в скважину; посадка колонны на элеватор; перенос штропов на свободный элеватор. Устройства для захвата и подвешивания колонн различаются по размерам и грузоподъемности.

Обычно это оборудование вы-пускается для бурильных труб размером 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 мм с номинальной грузоподъемностью 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 т. Для обсадных труб диаметром от 194 до 426 мм приме-няют клинья четырех размеров: 210, 273, 375 и 476 мм, рассчитан-ные на грузоподъемность от 125 до 300 т.

Элеватор служит для захвата и удержания на весу колонны бу-рильных (обсадных) труб при спускоподъемных операциях и дру-гих работах в буровой. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным использованием и материалом для их изготовления. Элеватор при помощи штропов подвешивается к подъемному крюку.

Клинья для бурильных труб используют для подвешивания бу-рильного инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конус-ное отверстие ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спускоподъемным операциям. В последнее время широко приме-няются автоматические клиновые захваты с пневматическим при-водом типа ПКР (в этом случае клинья в ротор вставляются не вручную, а при помощи специального привода, управление кото-рым внесено на пульт бурильщика).

Для спуска тяжелых обсадных колонн применяют клинья с не разъемным корпусом. Их устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Клин состоит из массивного корпуса воспринимающего массу обсадных труб. Внутри корпуса находится плашки предназначенные для захвата обсадных труб и удержания их в подвешенном состоянии. Подъем и опускание плашек осуществляется поворотом рукоятки в ту или другую сторону вокруг клина, что достигается наличием наклонных исправляющих вырезов в корпусе, по которым при помощи рычага перекатываются ролики плашек.

Проверка замковой резьбы, свинчивание БТ с помощью ключей АКБ, докрепление и раскрепление замковых соединений с помощью ключей УМК

В процессе СПО приходится многократно наворачивать и отворачивать трубы. Для упрощения этих операций на буровой находится специальное оборудование. Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб вменяется специальный инструмент. В качестве такого инструмента используют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие -- для крепления и открепления резьбовых соединений колонны. Обычно легкие круговые ключи для предварительного свинчивания рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепле-ния резьбовых соединений -- на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков.

Для наворота труб вручную используется цепной ключ. Он состоит из рукоятки и цепи с закрепляющим устройством. Для захвата трубы цепь оборачивается вокруг неё и фиксируется на верхней части рукоятки. Работа цепным ключом очень трудоёмкая, поэтому используют другое оборудование.

Автоматический буровой ключ АКБ предназначен для механизированного свинчивания и навинчивания труб. Пульт управления им находится на посте бурильщика и оснащён двумя рычажками: один из них управляет движением самого ключа к ротору и обратно и механизмом захвата трубы, а с помощью другого происходит свинчивание труб. АКБ значительно упрощает процесс СПО.

Операции крепления и открепления резьбовых соединений бу-рильных и обсадных колонн осуществляются двумя машинными ключами УМК; при этом один ключ (задерживающий) -- неподвиж-ный, а второй (завинчивающий) -- подвижный. Ключи подве-шивают в горизонтальном положении. Для этого у полатей на специальных «пальцах» укрепляют металлические ролики и через них перекидывают стальной тартальный канат или одну прядь талевого каната. Один конец этого каната прикрепляется к под-веске ключа, а другой -- к противовесу, уравновешивающему ключ и облегчающему переме-щение ключа вверх или вниз.

При спуске бурильных и утяжеленных бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными и автоматическими ключами, контролируя зазор между соединительными элементами и соблюдая по показаниям моментомера величину допустимого крутящего момента, установленную действующей инструкцией.

Осмотр и обмер БТ и УБТ, установка БТ на подсвечник, наворачивание и отворачивание долот

Перед началом бурения необходимо произвести осмотр всех труб, находящихся на буровой. Особое внимание нужно уделить проверке резьбовых соединений. Резьба на бурильных трубах в процессе эксплуатации изнашивается, поэтому периодически нужно замерять длину резьбы и её диаметр. Делается это с помощью рулетки. Допускаемые отклонения в размерах резьбы составляют 3-4 мм. Для проверки размера труб используются специальные шаблоны. Диаметр каждого шаблона соответствует определённому диаметру труб.

В процессе углубления забоя бурильная колонна постоянно наращивается. Для этого бурильная труба затаскивается с мостков при помощи вспомогательной лебёдки к ротору, цепляется элеватором и затем навинчивается на резьбу посаженной на клинья трубы.

Когда необходимо произвести подъём колонны, трубы отвинчиваются свечами для сокращения времени СПО. В этом случае необходимо поднять верхний конец трубы над столом ротора, посадить её на клинья и закрепить на элеваторе. Затем колонна поднимается на высоту свечи, сажается на клинья, свеча отвинчивается ключом АКБ, заводится верховым и полуверховым рабочим за палец и ставится на подсвечник. После того, как необходимые операции произведены (смена долота, КНБК), происходит спуск колонны свечами до пробуренной глубины.

Наворачивание и отворачивание шарошечного долота производится с помощью поддолотника. Долото вручную либо с помощью вспомогательной лебёдки устанавливается в поддолотник. Внутри него находятся 3 выступа, которые заходят между шарошек. Затем поддолотник ставится на вкладыши ротора, и долото наворачивается на УБТ или на переводник. Лопастное долото устанавливается на ротор при помощи специальной подставки так, чтобы над столом оставалась только одна резьба, и затем навинчивается на трубу.

Промывка скважины

Промывка скважины является основной частью бурения. От правильно подобранной рецептуры раствора зависит то, насколько успешно скважина будет доведена до проектной глубины.

В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых раство-ров.

Наиболее простая технологическая схема (рис. 7.2) вклю-чает емкость для перемешивания компонентов бурового рас-твора 1, оснащенную механическими и гидравлическими перемешивателями 9, гидроэжекторный смеситель 4, оснащен-ный загрузочной воронкой 5 и шиберным затвором 8, центробежный или поршневой насос 2 (обычно один из подпорных насосов) и манифольды.

По этой схеме приготовление раствора осуществляется следующим образом. В емкость 1 заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20-30 м3) и с помощью насоса 2 по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжекторный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материа-лом транспортируется передвижным подъемником или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную переме-щают к воронке 5. Порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума по-дается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происхо-дит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сли-вается в емкость, где она тщательно перемешивается механи-ческим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулиру-ют шиберной заслонкой 8, а величину вакуума в камере - сменными твердосплавными насадками.

Основной недостаток описанной технологии -- слабая ме-ханизация работ, неравномерная подача компонентов в зону смешения, слабый контроль над процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м3/ч.

В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления буров растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, ем-кости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее не-благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой Раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных уст-ройств

Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного увеличения скоростей бурения, сокращения расходов на регулирование свойств бурового раствора уменьшения степени осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.

В составе циркуляционной системы аппараты должны ус-танавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина -- газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) -- дегазатор -- блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, се-паратор) -- блок регулирования содержания и состава твер-дой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе ис-ключают ступени дегазации; при использовании неутяжелен-ного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Иными словами, каждое оборудование предназначено для выполнения вполне определенных функ-ций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения. Следовательно, выбор обору-дования и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины. А чтобы выбор оказался правильным, необходимо знать техно-логические возможности и основные функции оборудования.

КНБК и регулирование режима бурения для борьбы с самопроизвольным искривлением скважины

Технические и технологические причины приводят к самопроизвольному искривлению скважины вследствие того, что они вызывают изгиб нижней части бурильной колонны и перекос оси долота относительно центра скважины. Для исключения этих процессов или снижения вероятности их возникновения необходимо:

1. увеличить жёсткость низа бурильной колонны;

2. исключить зазоры между центраторами и стенкой скважины;

3. снизить нагрузку на долото;

4. в случае бурения забойными двигателями периодически вращать бурильную колонну.

Для выполнения первых двух условий необходима установка не менее двух полноразмерных центраторов: над долотом и на корпусе наддолотной УБТ (или на ЗД). Установка 2-х - 3-х полноразмерных центраторов позволяет увеличить жёсткость КНБК и уменьшить вероятность искривления даже без снижения нагрузки на долото.

В некоторых случаях применяются пилотные компоновки, когда скважина бурится ступенчатым способом: пилот - долото малого диаметра - удлинитель - долото - расширитель - колонна УБТ - колонна БТ. Желательно применять УБТ как можно большего диаметра. Это увеличивает жёсткость КНБК и уменьшает зазоры между трубой и стенкой скважины.

2. Ознакомление с бурением скважин кустами

Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья находятся вблизи друг друга на одной технологической площадке, а забои скважин - в узлах сетки разработки залежи.

В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это объясняется тем, что кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, дорогами, линиями электропередач, трубопроводами.

Особое значение это преимущество приобретает при строительстве и эксплуатации скважин на плодородных землях, в заповедниках, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через несколько десятилетий, на болотистых территориях, усложняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные работы буровых и эксплуатационных объектов. Кустовое бурение также необходимо, когда требуется вскрыть залежи нефти под промышленными и гражданскими сооружениями, под дном рек и озёр, под шельфовой зоной с берега и эстакад. Особое место занимает кустовое строительство скважин на территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, позволившее в труднодоступном, заболоченном и заселённом регионе успешно осуществлять на засыпных островах строительство нефтяных и газовых скважин.

Расположение скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, считаются локальными. В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях. На локальных кустах скважины, как правило, располагают в форме веера во все стороны, что позволяет иметь на кусте максимальное количество скважин.

Буровое и вспомогательное оборудование монтируется таким образом, чтобы при передвижении БУ от одной скважины к другой буровые насосы, приёмные амбары и часть оборудования для очистки, химобработки и приготовления промывочной жидкости оставались стационарными до момента окончания строительства всех (или части) скважин на данном кусте.

Число скважин в кусте может колебаться от 2 до 20-30 и более. Причём, чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, возникает опасность встречи стволов. Поэтому возникает необходимость расчёта необходимого числа скважин в кусте.

В практике кустового бурения основным критерием определения числа скважин в кусте является суммарный дебит скважин и газовый фактор нефти. Эти показатели определяют пожароопасность скважины при открытом фонтанировании и зависят от технического уровня средств пожаротушения.

Зная примерное число скважин в кусте, переходят к построению плана куста. Планом куста называется схематичное изображение горизонтальных проекций стволов всех скважин, бурящихся с данной кустовой площадки. План куста включает схему расположения устьев скважин, очерёдность их бурения, направление движения станка, проектные азимуты и смещения забоев скважин. Задача завершается построением схемы куста.3. Спуск и цементирование обсадных колонн

После того, как необходимый интервал пород пробурен, необходимо спустить в скважину обсадную колонну. Обсадная колонна служит для укрепления стенок скважины, для изолирования поглощающих пластов и водоносных горизонтов.

Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, безмуфтовых резьбовых или сварных соединениях и спускают в скважину посекционно или в один приём от устья до забоя. В один приём колонна спускается в случае достаточной устойчивости стенок скважины и грузоподъёмности талевой системы. При креплении глубоких скважин должны использоваться безмуфтовые резьбовые или сварные соединения ОК.

Промежуточные ОК бывают нескольких видов:

1) сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья независимо от крепления предыдущего интервала;

2) хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием низы предыдущей ОК на некоторую величину;

3) потайные колонны - специальные ПОК, служащие только для перекрытия интервала осложнения и не имеющие связи с предыдущими колоннами.

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками возникли, во-первых, как практическое решение проблемы спуска тяжёлых обсадных колонн и, во-вторых, как решение задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметров обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов.

Для успешного проведения цементирования и для более эффективного спуска ОК используется технологическая оснастка. Оснастка включает в себя следующие устройства: головки цементировочные, пробки цементировочные разделительные, клапаны обратные, башмаки колонные, направляющие насадки, центраторы, скребки, турбулизаторы, башмачные патрубки длиной 1,2--1,5 м с отверстиями диаметром 20--30 мм по спирали, заколонные гидравлические пакеры типа ПДМ, муфты ступенчатого цементирования и др.

Цементировочная головка

Головки цементировочные предназначены для создания гер-метичного соединения обсадной колонны с нагнетательными лини-ями цементировочных агрегатов. Высота цементировочных головок должна позволять размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колонны.

Разделительные цементировочные пробки

Продавочные пробки предназна-чены для разделения тампонажного раствора от продавочной жидкости при его продавливании в затрубное пространство скважин. Имеются модификации пробок, у которых в верхней части корпуса на внутренней поверхности сделана резьба для заглушки, без которой эти пробки могут использоваться как секционные. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачиванием тампонажного раствора, чтобы предотвратить его смешивание с буровым раствором, а верхнюю пробку - после закачивания всего объема тампонажного раствора. Центральный канал в нижней пробке перекрыт резиновой диафрагмой, которая разрывается при посадке на "стоп-кольцо" и открывает канал для продавливания цементного раствора.

Обратные клапаны

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, а также для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного про-странства и упора разделительной цементировочной пробки. Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной колон ной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину Шар, проходя через разрезные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положениеПри спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара последний сбрасывают в колонну перед соединением бурильных труб с секцией. В этом случае самозаполнение колонны жидкостью исключается и при спуске колонны необходимо доливать в нее буровой раствор в соответствие с требованиями плана работ. Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию "стоп-кольца" для остановки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется.

Колонные башмаки

Башмаки колонные используются для обору-дования низа обсадных колонн из труб диаметром 114--508 мм и предназначены для направления колонн по стволу скважины и защиты их от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин при температуре на забое до 250 °С.

Центраторы

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, они облегчают спуск обсадной колонны за счет снижения сил трения между колонной и стенками скважины, способствуют увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет цент-рирования их верхних концов в скважине.

Скребки

Скребки используются для разрушения глинистой корки на стен-ках скважины с целью улучшения сцепления тампонажного раствора с породой, особенно при цементировании скважин с расхаживанием.

Во время спуска ОК может возникнуть необходимость промывки скважины. В этом случае на ведущую трубу наворачивается промывочный переводник с замковой резьбой сверху и с трапецеидальной резьбой снизу. Затем, когда необходимые операции завершены, на обсадную колонну наворачивается цементировочная головка.

После спуска ОК в скважине ещё остаётся буровой раствор. Для его удаления из ствола используется буферная жидкость. Она закачивается через цементировочную головку. Затем в колонну закачивается расчётное количество цемента. После этого во внутритрубное пространство подаётся продавочная жидкость для того, чтобы цемент поднялся на проектную высоту. Одновременно пробка снимается с фиксатора и увлекается вниз продавочной жидкостью. Посадка пробки на стоп-кольцо обратного клапана, вызывающая скачок давления на насосе, сигнализирует об окончании процесса цементирования.

Продолжительность затвердения цементных растворов для кон-дукторов устанавливается 16 ч, а для промежуточных и эксплуата-ционных колонн -- 24 ч. Продолжительность затвердения различ-ных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) ус-танавливается в зависимости от данных их предварительного ис-пытания с учетом температуры в стволе скважины.

Процесс цементирования скважин осуществляется ком-плексом специального оборудования, которое расстанавлива-ется в соответствии с заранее разработанной схемой.

Цементировочные агрегаты предназначены, для нагнетания тампонажного раствора и продавочной жидкости в скважину, а также для подачи затворяющей жидкости в смесительное устройство при приготовлении раствора. Кроме того, они используются для промывки и продавки песчаных пробок, опрессовки труб, колонны, манифольдов, гидравлического перемешивания раствора и т.д.

Цементно-смесительные машины предназначены для при-готовления цементных растворов при цементировании сква-жин, различных тампонирующих смесей; они могут быть ис-пользованы для приготовления из глинопорошков нормаль-ных и утяжеленных буровых растворов.

В соответствии с назначением и характером работы сме-сительные машины монтируются на автомобилях или авто-прицепах. Основными узлами смесительных машин являются бункер, погрузочно-разгрузочный механизм и смесительное устрой-ство для приготовления растворов.

4. Вскрытие и опробование нефтяных горизонтов

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по нескольким причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование. Попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности. Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым, перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта перфораторами. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин:

1) Пулевая перфорация

Пулевая перфорация скважин заключается в спуске в скважину на кабель-канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов.

2) Торпедная перфорация

Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда и в перфораторе применены горизонтальные стволы.

3) Кумулятивная перфорация

Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора зарядов со скоростью 6...8 км/с под давлением 20…30 ГПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда - до 50 г.

4) Гидропескоструйная перфорация

При использовании гидропескоструйной перфорации происходит образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смесью, истекающей со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел под давлением 15...30 МПа.

Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта и оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Приток может вызываться методом замены в стволе скважины жидкости большей плотности жидкостью меньшей плотности. При этом давление, оказываемое столбом жидкости на пласт, уменьшается, и тем самым вызывается приток нефти из скважины. Этот способ прост и экономичен, но эффективен при слабой засорённости пласта.

Если замещение раствора водой не приносит результатов, то приток вызывают с помощью компрессора. В ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости от башмака насосно-компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин. В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола. С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны насосно-компрессорных труб устанавливают пусковые клапана-отверстия, через которые сжатый воздух при движении по трубному пространству попадает в КЗП и начинает поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ.

Приток может вызываться также методом свабирования. Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх - клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление значительную величину.

Когда в скважину ещё не спущены НКТ, то приток может вызываться методом имплозии. Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая, таким образом, пониженное давление на пласт. Подобный эффект может быть достигнут, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта. Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

5. Аварийные работы в скважине

Для проведения аварийных работ используется ловильный инструмент. Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы:

Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя;

Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя;

Прочий инструмент.

Рассмотрим некоторые разновидности ловильного инструмента.

Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или за муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз, и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.

Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу.

Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся.

Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.

Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.

Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю резьбу трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена.

Колокол предназначен для ловли трубы за внешнюю резьбу. Колокол представляет собой патрубок, на внутренней поверхности которого нарезана замковая резьба. Длина резьбы составляет примерно 35 см.

6. Ликвидация ГНВП и выбросов

Существует два метода: метод уравновешенного пластового давления

При ликвидации проявления первым методом забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения.

Существует четыре способа осуществления этого метода: способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия - Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора на буровой.

Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии пачки флюида. Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные давления, так как когда газ еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно, газовая пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью. Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление. Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в скважине.

Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением ведут вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на котором получили проявление. После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей. метод ступенчатого глушения скважины:

К использованию этого метода прибегают тогда, когда при использование предыдущих методов возникают давления, превышающие допускаемые давления на устье.

Список литературы

1. Коршак А.А. Шаммазов А.М./Основы нефтегазового дела

2. Нефтепромысловое оборудование. Справочник.

3. Ильский А.Л. Шмидт А.П./Буровые машины и механизмы

4. Попов А.Н. Спивак А.И./Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Для подготовки данной работы были использованы материалы с сайта http://revolution.allbest.ru

Общая схема бурения

Для бурения нефтяных и газовых скважин применяетсяисключительно вращательный метод. При этом методе скважина как бы высверливается вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей промывочной жидкости. В зависимости от местонахождениядвигателя вращательное бурение разделяют на роторное , когда двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое через вращение всей колонны бурильных труб и бурение с забойным двигателем (с помощью турбины или электробура) когда двигатель располагается близко от забоя скважины над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих операций:

спускоподъемных работ (спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем их с отработанным долотом) и собственно бурения – работы долота на забое (разрушения породы долотом).

Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, используемых для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтяных горизонтов.

Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ; отбор керна, приготовление бурового раствора, каротаж, замеры кривизны скважины, испытание или освоение скважины с целью вызова притока нефти и т.д.

Полный цикл строительства скважины состоит из следующихпроцессов:

1). Монтажа вышки, бурового оборудования, обустройства площадки.

2). Процесса бурения.

4). Вскрытия и разобщения пластов (спуска обсадной колонны и ее цементирования).

5).Испытания скважины на приток нефти или газа (освоения).

6). Демонтажа оборудования

Общая, принципиальная схема размещения бурового оборудования на скважине приведена на рис. № 1.

Буровое оборудование

Буровые вышки.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска буровой колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения.

При бурении на нефть и газ используются металлические вышки башенного и мачтового типов. Мачтовые вышки применяются чаще, чем башенные. Они легче и быстрее устанавливаются, зато башенные вышки более грузоподъемные и более высокие. Башенные чаще применяются на глубоких разведочных скважинах, а мачтовые – на эксплуатационном бурении.

Буровые вышки бывают различными по грузоподъемности и по высоте. Практикой установлено, что при бурении скважин до глубины 1200-1300м целесообразно применять вышки высотой 28м, скважин глубиной 133-3500м – высотой 41-42м, скважин глубиной свыше 3500м – высотой 53м и более.

В настоящее время широко применяются А-образные вышки мачтового типа (см. рис.№1). Состоят они из двух колонн, соединенных сверху у кронблока связями и прикрепленных внизу к опорным шарнирам. На определенном расстоянии от шарниров вышка имеет жесткие опоры – подкосы.

Буровые лебедки

Буровая лебедка предназначена для спуска и подъема бурильной колонны, свинчивания и развинчивания труб, спуска обсадных колонн, удерживания на весу неподвижной колонны или медленного ее опускания (подачи) в процессе бурения.

В ряде случаев буровая лебедка используется для передачи мощности от двигателя к ротору, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ.

Буровые лебедки выпускаются различных типов, отличных друг от друга кинематическими схемами и конструктивным оформлением.

Талевые системы

Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната.

Через канатные шкивы кронблока и талевого блока в определенном порядке пропускается стальной талевый канат, один конец которого («мертвый») крепится к рамному брусу вышки, а другой, называемый ходовым (ведущим), -- к барабану лебедки.

По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевые системы разделяют та различные типоразмеры. В буровых установках грузоподъемностью 50-75т применяют талевую систему с числом шкивов 2 \3 и 3\4; в установках с грузоподъемностью 100-300т – талевую систему с числом шкивов 3\4, 4\5, 5\6 и 6\7. В обозначении системы оснастки первая цифра показывает число канатных шкивов талевого блока, а вторая – число канатных шкивов кронблока.

Кронблок представляет собой раму, на которой смонтированы оси и опоры со шкивами. Иногда рама выполняется как одно целое с верхней частью вышки.

Талевый блок представляет собой сварной корпус, в котором помещаются шкивы и подшипниковые узлы. как и в кронблоках.

Талевые канаты представляют собой стальные круглые, шести рядные канаты тросовой конструкции крестовой свивки. Пряди, свиваемые в канат вокруг органического или металлического сердечника, изготавливаются из высокоуглеродистой и высокомарганцовистой стали высокой прочности с числом проволок от 19 до 37. Учитывая место крепления ходового конца каната в направлении его навивки на барабан, для буровых лебедок применяют талевые канаты правой свивки диаметрами 25, 28, 32, 35, 38 мм. Наиболее распространены канаты с органическим и пластмассовым сердечником диаметрами 28 и 32 мм. При глубинах более 4000м применяют канаты с металлическим сердечником, обладающие повышенным разрывным усилием и высокой поперечной жесткостью, благодаря которой возрастает их сопротивляемость раздавливанию.

Буровые крюки и крюкоблоки предназначены для подвешивания на них в процессе бурения бурильного инструмента и элеваторов при спускоподъемных операциях.

Крюкоблоки (крюки, соединенные с талевым блоком) имеют ряд преимуществ: меньшую общую высоту, чем у талевого блока и крюка, вместе взятых, более компактную конструкцию. К недостаткам следует отнести большую их массу.

Крюки бывают грузоподъемностью 75, 130, 200,225т (соответственно допускающие кратковременную, максимальную грузоподъемность –110, 160, 250 и 300т).

Номинальная грузоподъемность крюкоблоков – 75, 125 и 200т (максимальная грузоподъемность – 100, 160 и 250т).

Штропы бурильные – это звенья, соединяющие крюк с элеватором, на котором подвешивается бурильный инструмент или колонна обсадных труб. Грузоподъемность штропов – 25,50,75,125,200 и 300т. Штропы грузоподъемностью 25, 50 и 75т предназначены для ремонта скважин, но могут быть использованы и для буровых установок соответствующей грузоподъемности

Механизмы и инструмент, применяемые для производства спускоподъемных операций

Подъем и спуск бурильных труб с целью замены отработанного долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций. Для производства спускоподъемных операций применяется специальное оборудование и инструмент. К ним относятся: элеватор, клинья, круговой ключ, машинные ключи («спайдеры»), автоматический буровой ключ (АБК), пневматический роторный клиновой захват (ПКР).

Элеватор, предназначен для захвата и удержания на весу колонны бурильных или обсадных труб при спускоподъемных операциях. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным исполнением и материалом для их изготовления.

Клинья для бурильных труб используются для подвешивания бурового инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конусное отверстие между трубой и вкладышами ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спускоподъемным операциям. Клинья для обсадных труб применяют для спуска тяжелых обсадных колонн. Клинья устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Пневматический роторный клиновой захват (ПКР ), встроен в ротор и предназначен для подъема и опускания клиньев.

Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб применяют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие для крепления и открепления резьбовых соединений колонны. Обычно легкиекруговые ключи для предварительного свинчивания труб рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепления резьбовых соединений – на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков. Операция крепления и открепления резьбовых соединений осуществляется двумя машинными ключами: один ключ (задерживающий) – неподвижный, а второй – (завинчивающий или открепляющий) – подвижный. Ключи подвешиваются в горизонтальном положении и прикрепляются к стальным канатам для облегчения их перемещения. Работы по спуску и подъему значительно облегчаются при использовании автоматическогобурового ключа АКБ , устанавливаемого между лебедкой и ротором (рис№ 2).Во избежание проскальзывания ключа в челюсти вставляют сухари, имеющие насечку.

Оборудование для проходки скважины.

При бурении вращательным способом необходимо, чтобы разрушающему инструменту (долоту) передавались вращательное движение и нагрузка, обеспечивающая достаточный нажим на разрушаемый интервал. Кроме того, необходимы условия для удаления разрушенных частиц вещества (породы). Поэтому скважина оборудуется ротором, вертлюгом с буровым шлангом, буровыми насосами и колонной бурильных труб. Если долота вращаются не с поверхности земли (ротором), а непосредственно на забое, кроме перечисленного оборудования, используют турбобуры или электробуры.

Ротор

Роторы (рис. 2,3)предназначены для передачи вращательного движения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддерживая ее на весу при спуско-подъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор – это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссионной передачи. Частоту вращения ротора можно изменить при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем замены цепных колес.

Рис. № 4

По назначению буровые долота классифицируются на три группы:

1). Долота, разрушающие горную породу сплошным забоем.

2). Долота, разрушающие горную породу кольцевым забоем (колонковые долота).

3). Долота для специальных целей (пикообразные, зарезные, расширители, фрезеры и др.).

Как для сплошного, так и для колонкового бурения созданы долота, позволяющие разрушать горную породу по любому из перечисленных четырех принципов действия. Это облегчает подбор типа долота в соответствии с физико-механическими свойствами данной горной породы.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатационной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти или газа в порах проходимых пород и т. д.

Для извлечения на поверхность керна применяют специальные долота, называемые колонковыми . При бурении керн входит внутрь такого долота и в нужный момент поднимается на поверхность.

Выпускаются колонковые долота двух типов – со съемной грунтоноской и без съемной грунтоноски. При бурении колонковыми долотами без съемной грунтоноски для подъема керна на поверхность приходится поднимать всю бурильную колонну. При работе же колонковыми долотами со съемной грунтоноской, последнюю, при помощи специального каната, маленькой вспомогательной лебедки и ловителя, извлекают на поверхность без подъема труб.

Бурильная колонна

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб, бурильных замков, переводников, утяжеленных бурильных труб, центраторов бурильной колонны.

Предназначена она для следующих целей:

1) передачи вращения от ротора к долоту (при роторном бурении);

2) подвода промывочной жидкости к турбобуру (при турбинном бурении), к долоту и забою (при всех способах бурения);

3) создания нагрузки на долото;

4) подъема и спуска долота, турбобура, электробура;

5) проведения вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы, проверка глубины скважины и т. д.).

Ведущая труба (рис.№ 3) имеет в большинстве случаев квадратное сечение. Вращающий момент от ротора передается ведущей трубе через вкладыши, вставляемые в ротор. Для каждого размера трубы применяются соответствующие вкладыши, позволяющие ей свободно перемещаться вдоль оси скважины.

Так как на практикенаиболее распространена вышка высотой 41м, позволяющая иметь свечи длиной около 25м, бурильные трубы изготовляют длиной 6,8 и 11,5м. Поэтому свеча может быть собрана из четырех труб длиной 6м каждая, трех труб длиной 8м каждая или двух труб длиной 11,5м.

При сборке свечи из трех бурильных труб длиной 8м применяют две соединительные муфты или одну соединительную муфту и один замок. Две бурильные трубы длиной 11,5м соединяют при помощи бурильных замков. Собранные свечи свинчивают также с использованием бурильных замков.

Утяжеленные бурильные трубы устанавливают над долотом (турбобуром, электробуром) в целях увеличения жесткости нижней части бурильной колонны. Их применение позволяет создать нагрузку на долото коротким комплектом соединенных между собой толстостенных труб, что улучшает условия работы бурильной колонны.

Переводники предназначены для соединения элементов бурильной колонны, имеющих различные типы и размеры резьбы.

Легкосплавные бурильные трубы применяют для уменьшения веса бурильной колонны. Свинчиваются они при помощи бурильных замков особой конструкции. Применение легкосплавных бурильных труб позволило уменьшить массу колонн примерно в 2 раза.

Эксплуатационная колонна.

В настоящее время наиболее распространены эксплуатационные колонны диаметрами 127, 146 и 168 мм.

Для успешного спуска обсадной колонны до намеченной глубины, а также последующего цементирования скважины низ обсадной колонны специально оборудуют некоторыми деталями (рис. № 13):направляющей пробкой 1, башмаком 2, башмачным патрубком 3, обратным клапаном 4.

Направляющая пробка, изготавливаемая из дерева, цемента или чугуна,

На устье бурящейся скважины, в которой возможны выбросы, устанавливают противовыбросовое оборудование, состоящее из превентора того или иного типа (плашечный, универсальный, вращающийся), аппаратуры для дистанционного и ручного управления им, системы трубопроводов обвязки с задвижками или кранами высокого давления.

Универсальный превентор (рис.№15) герметично закрывает устье скважины при наличии труб различного диаметра и вида.

Тампонаж (цементирование) скважин.

Цель тампонажа скважин – получение прочного, расположенного в затрубном пространстве кольца тампонирующего вещества, которое по всей высоте должно обеспечить разобщение и изоляцию вскрытых скважиной продуктивных горизонтов и зон осложнений (рис. № 12).

В зависимости от особенностей геологического разреза и условий бурения для приготовления тампонажного раствора используются утяжеленные цементы (при плотности промывочной жидкости до 2,2 г/см 3), волокнистые цементы (для уменьшения глубины проникновения цементного раствора в высокопроницаемые пласты), гель цементы (для тампонажа зон поглощения промывочной жидкости) и др.

Тампонажные агрегаты предназначены для подготовки (если не используется смесительная машина) и закачки тампонажного раствора в скважину и для продавки его в затрубное пространство. Эти агрегаты используют также для опрессовки обсадных колонн и при других вспомогательных работах.

Смесительная машина предназначена для приготовления растворов из порошковых материалов.

Тампонажные головки предназначены для нагнетания тампонажного и продавочного растворов в процессе тампонажа, а также промывочного раствора при промывке скважины в процессе спуска колонны и других технических операций.

Заливочные пробки применяют для проведения тампонажа скважины. Верхняя пробка предназначена для недопущения проникновения промывочной жидкости в тампонажный раствор при продавке последнего в затрубное пространство и контроля за правильностью закачки его в затрубное пространство, а нижняя – для очистки внутренней поверхности обсадной колонны от остатков тампонажного раствора.

При бурении скважин применяют преимущественно одноступенчатый тампонаж обсадных колонн.

Сущность этого способа заключается в следующем. После спуска обсадной колонны на верхнюю часть ее навинчивают тампонажную головку, скважину промывают, а затем закачивают расчетное количество тампонажного раствора.

Далее в тампонажной головке освобождают самоуплотняющуюся резиновую пробку и сверху закачивают продавочный раствор. Как только пробка сядет на упорное кольцо, в колонне резко повышается давление. Скачок стрелки манометра будет указывать на то, что тампонажный раствор полностью вытиснился из колонны в затрубное пространство, т.е. на окончание процесса тампонажа.

При тампонаже в глубоких скважинах приходится прокачивать довольно большой объем тампонажного раствора и продавочной жидкости за весьма ограниченное время, определяемое сроком начала схватывания цементного раствора. В таких условиях применяют двухступенчатое цементирование: тампонажный растворзакачивается в колонну и продавливается в затрубное пространство двумя порциями. Первая порция продавливается за колонну через башмак, а вторая – через отверстия в заливочной муфте, установленной в обсадной колонне на значительном расстоянии от башмака.

После проведения тампонажа в скважине верхние концы обсадных колонн обвязывают колонной головкой, которую присоединяют непосредственно к обсадной трубе.

Цементированием колонны заканчиваютсяосновные операции процесса строительства скважины. Далее следуют освоение и эксплуатация скважины. Монтаж и демонтаж бурового оборудования, технологический контроль и геофизические исследования в скважине, перфорация колонн, испытания пластов и вызов притока, ремонты скважин и ликвидация аварий при бурении в данном справочно-методическом пособии не рассматриваются.

А сколько
стоит написать твою работу?

Тип работы Дипломная работа (бакалавр/специалист) Курсовая с практикой Курсовая теория Реферат Контрольная работа Задачи Эссе Аттестационная работа (ВАР/ВКР) Бизнес-план Вопросы к экзамену Диплом МВА Дипломная работа (колледж/техникум) Другое Кейсы Лабораторная работа, РГР Магистерский диплом Он-лайн помощь Отчёт по практике Поиск информации Презентация в PowerPoint Реферат для аспирантуры Сопроводительные материалы к диплому Статья Тест Часть дипломной работы Чертежи Срок 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Сдачи Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь цену

Вместе с оценкой стоимости вы получите бесплатно
БОНУС: спец доступ к платной базе работ!

и получить бонус

Спасибо, вам отправлено письмо. Проверьте почту.

Если в течение 5 минут не придет письмо, возможно, допущена ошибка в адресе.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУВПО "УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Кафедра экономики, управления нефтяной и газовой промышленности

Курсовая работа

На тему "Бурение нефтяных и газовых скважин"

Руководитель Борхович С. Ю.

Вопросы к контрольной работе

1. Способы бурения скважин

1.1Ударное бурение

1.2 Вращательное бурение

2. Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

2.2 Состав бурильной колонны

3. Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов

3.1 Функции бурового раствора

3.2 Требования к буровым растворам

4. Факторы влияющие на качество цементирования скважины

5. Типы буровых долот и их назначение

5.1Типы долот для сплошного бурения

Шарошечные долота

5.3 Лопастные долота

5.4 Фрезерные долота

5.5 Долота ИСМ

Литература

Вопросы к контрольной работе

Способы бурения скважин

Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов

Факторы влияющие на качество цементирования скважины

Типы буровых долот и их назначение

1 . Способы бурения скважин

Существует разные способы бурения, но промышленное распространение получило механическое бурение. Оно подразделяется на ударное и вращательное.

1.1 Ударное бурение

При ударном бурении в буровой инструмент входит: долото (1); ударные штанги (2); канатный замок (3); На поверхности устанавливают мачту (12); блок (5); оттяжной ролик балансира (7); вспомогательный ролик (8); барабан бурового станка (11); канат (4); шестерни (10); шатун (9); балансирная рама (6). При вращение шестерен совершая движения, приподнимая и опуская балансирную раму. При опускании рамы оттяжной ролик поднимает буровой инструмент над забоем скважины. При подъеме рамы канат отпускается, долото падает в забой тем самым разрушая породу. В целях недопущения обрушения стенок скважины в нее опускают обсадную колонну. Этот способ бурения применим на небольшие глубины при бурении водяных скважин. На данный момент ударный способ для бурения скважин не применяется.

1.2 Вращательное бурение

Вращательный бурения. Нефтяные и газовые скважины бурятся методом вращательного бурения. При таком бурении разрушение пароды происходит за счет вращение долота. Вращение долоту придает ротор находящийся на устье через колонну бурильных труб. Это называется роторным спосабом. Так же крутящий момент иногда создается при помощи двигателя (турбобура, электробура, винтового забойного двигателя), то этот способ будит называться бурение забойным двигателем.

Турбобур – это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой насосами в скважину промывочной жидкости.

Электробур – представляет из себя электродвигатель, электрический ток к нему подается к нему подается по кабелю с поверхности. Бурение скважин ведется с помощью буровой установки.

1-долото; 2 - надолотная утяжеленная бурильная труба; 3,8 - переводник; 4 - центратор; 5 - муфтовый переводник; 6,7 - утяжеленные бурильные трубы;9 - предохранительное кольцо; 10 - бурильные трубы; 11 - предохранительный переводник; 12,23 - переводники штанговые, нижний и верхний; 13 - ведущая труба; 14 -редуктор; 15 - лебедка;16 - переводник вертлюга; 17 - крюк;18 -кронблок;19 - вышка;20 - талевый блок; 21 - вертлюг;22 - шланг;24 - стояк;25 - ротор;26 - шламоотделитель;27 - буровой насос

Разрушение осуществляется с помощью долота, спускаемым на бурильных трубах, на забой. Вращательное движение придается при помощи забойного двигателя, через колонну бурильных труб. После спуска бурильных труб с долотом в отверстие ствола ротора вставляют два вкладыша, а внутрь их два зажима, которые образуют отверстие квадратного сечения. В этом отверстие так же находится ведущая труба тоже квадратного сечения. Она воспринимает вращающий момент от стола ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Все спускоподъемные операции и удержания на весу колонны бурильных труб осуществляется грузоподъемным механизмом.

2 Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

2.1 Назначение бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенном на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины.

Функции, выполняемые бурильной колонны, определяются проводимыми в скважине работами. Главными из них являются следующие.

В процессе механического бурения бурильная колонна:

является каналом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота: механической - при роторном бурении; гидравлической – при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель);

воспринимает и передает на стенки скважины (при малой текущей глубине скважины также на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;

является каналом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости, газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространству движется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка);

служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратно на долото и частично пропуская их выше;

может служить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент.

При спускоподъемных операциях бурильная колонна служит для спуска и подъема долота, забойных двигателей, различных забойных компоновок;

для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;

для проработки ствола скважины, осуществляя промежуточных промывок с

целью удаления шламовых пробок и др.

При ликвидации осложнений и аварий, а также проведении исследований в скважине и испытании пластов бурильная колонна служит:

для закачки и продувки в пласт тампонирующих материалов;

для спуска и установки пакеров с целью проведения гидродинамических исследований пластов путем отбора или нагнетания жидкости;

для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглащений,

укрепления зон осыпаний или обвалов, установки цементных мостов и др.;

для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

При бурении с отбором керна (образца горной породы) со съемной колонковой трубой бурильная колонна служит каналом, по которому осуществляется спуск и подъем колонковой трубы.

2.2 Состав бурильной колонны

Бурильная колонна (за исключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собой обычно осуществляется с помощью специальных соединительных элементов – бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. При подъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке – подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну.

Собирать и разбирать бурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бы неудобно и нерационально. Поэтому отдельные трубы предварительно (при наращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые в дальнейшем (пока бурение ведется данной бурильной колонной) не разбираются.

Свеча длинной 24-26 м (при глубине бурения 5000 м и более могут использоваться бурильные свечи длиной 36-38 м с буровой вышкой высотой 53-64 м) составляется из двух, трех или четырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и м. В последнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительно соединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая в дальнейшем не разбирается.

В составе бурильной колонны непосредственно над долотом или над забойным двигателем всегда предусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемого искривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами.

В состав бурильной колонны обычно включают центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто – металлошламоуловители, обратные клапаны, иногда – специальные механизмы и устройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение.

Для управляемого искривления ствола скважины в заданном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонной включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления ствола скважины используют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней части бурильной колонны.

3. Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов

3.1 Функции бурового раствора

Растворы выполняют функции от которых зависит не только результат и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Успешное выполнение этих функций - обеспечивает быстрое углубление, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивности данного пласта. Все эти функции зависят от взаимодействия раствора с проходимыми породами и характером взаимодействия природой и составом дисперсионной среды. По составу данной среды растворы подразделяются на три типа: растворы на водной основе; растворы на нефтяной основе и газообразные агенты. Состав бурового раствора подбирается в соответствии с типом грунта, диаметром трубопровода, протяженностью скважины и другими факторами.

3.2 Требования к буровым растворам

Буровые растворы по применению можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе. Однако раствор подбирают с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Одними из основных требований к буровым растворам всех типов, а прежде всего к растворам на водной основе, с помощью которых буриться основной объем скважин.

Для обеспечение большего результата ожидаемого от бурового раствора, предъявляют следующие требования:

Жидкая основа должна быть маловязкой и иметь наибольшее поверхностное натяжение на границе с горными породами.

Концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть как можно меньше, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы как можно больше.

Раствор должен быть недиспергирующимся под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели.

Буровой раствор должен быть химически нейтрален по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание

Растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях.

Успешное выполнение этих требований зависит во многом от геолого-технических условий бурения. В каждом конкретном случаи нужна выбирать тот или иной раствор с учетом технических параметров буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификация работников, географическое местоположение скважины.

3.3 Свойства буровых растворов

Плотность. В зависимости от характера проводимости при бурении, требование к плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечение наилучшей работы долота плотность раствора должна быть минимальной. Однако плотность раствора выбирают из условий недопущения нефтегазопроявлений, осыпей обвалов проходимых горных пород. Для выбора значений плотности определяющим фактором является пластовое давление флюида.

Статическое напряжение сдвига. Для работы долота вода - наилучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко резко ограничивает ее применение. И ее не возможно утяжелять грубодисперсными тяжелыми порошками, а так же она не способна выполнить главную функцию - удерживать оставшийся в скважине шлам во взвешенном состоянии при временном прекращении циркуляции. Из-за этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны.

Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки. Для успешного разрушения породы долотом необходимо стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Но такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При бурении песчаников, глин с низким поровым давлением, значение фильтрации бурового раствора регламентируется.

Вязкость. Значение вязкости раствора должно быть минимальным. С уменьшением вязкости отмечается положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность получить большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.

4. Факторы влияющие на качество цементирования скважины

Требования к тампонажным материалам для цементирования скважин определяется геолого-техническими условиями в скважинах. Раствор сохранять свою подвижность во время транспортирования в за колонное пространство и сразу после окончания процесса затвердеть в безусадочный камень с выполнением физико-механических свойств. Все эти процессы проходят в стволе скважины, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а так же пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При таких колеблющихся условий один тип цемента или она и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть приемлемы одинаково.

Заколонное пространства скважины - эта место где формируется и впоследствии работает и разрушается тампонажный камень, оно представляет собой "сосуд" без строго "выраженного" дна ограниченная стенками скважины и наружной поверхностью обсадной колонны.

Объем и расстояние между стенками не являются постоянными, что при транспортировании тампонажного раствора так и в процессе работы тампонажного камня. Конфигурация стенки скважины меняется по длине и по периметру что является одной из принципиальных особенностей формирования цементного камня в условиях скважины. Чем "неправильнее" форма т.е. чем больше она отличается от цилиндрической, тем на много труднее вытеснить буровой раствор из заколонного пространства и соответственно чем больше выступов и сужений и чем они резче, тем больше при использовании шлаковых растворов образуются водных карманов вдоль ствола скважины. Из заколонного пространства скважины вытеснить буровой раствор полностью невозможно. Для обеспечения процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнять мероприятия. Необходимо обеспечивать контактирования тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной. Выполнение целого комплекса мероприятий с расхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора. Стадия бурения позволяет обеспечить форму ствола, приближающую к конфигурации цилиндра, а следственно повысить качество цементирования скважины.

Одним из факторов цементирования скважины является:

Подвижность тампонажного раствора. Его подвижность т.е. способность покачиваться по трубам в течении необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается благодаря конусу АзНИИ. Для глубоких скважин с малым зазорам растекаемость растворов рекомендуется повышать до 22 см. Раствор считается соответствующим ГОСТУ, если диаметр расплывающегося раствора не меннее 180 м при водоцементном отношении 0,5

Плотность тампонажного раствора. Это критерий оценки качества тампонажного раствора. Колебание его плотности при цементировании показывает на изменение его водоцементного отношения, это является нарушение технологического режима. Уменьшении плотности приводит к ухудшению свойств камня. Следует строго контролировать изменение плотности тампонажного раствора при цементировании и не допускать отклонения от заданной величины, что составляет 0,02 г/см3

Сроки схватывания тампонажного раствора. С помощью этих параметров определяется пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины. Для определения этих сроков при температуре 22 и 75 С применяют прибор, называемый иглой Вика. Сроки схватывания растворов подбирают исходя из конкретных условий.

Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин необходимо устанавливать изменения загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. Для определение этого параметра применяют консистометры КЦ-3 и КЦ-4.

Вспенивание. При закачки раствора в скважину необходимо обеспечить точность подсчета объема прокачиваемого раствора. При приготовлении раствора очень часто образуется очень много пены что дает неверное представление об количестве закаченного раствора в скважину. Способность раствора к вспениванию определяют в лаборатории.

Водоотдача цементного раствора. Нестабильность раствора является его расслоение, образование зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины. Мероприятия повышение стабильности тампонажных растворов является уменьшение их водоотдачи.

Механическая прочность цементного камня. Она характеризуется пределами прочности на изгиб образцов-балочек. Прочность по ГОСТу должен обладать цементный камень на 2-е сутки твердения в водной среде при некоторой температуре. В зацементированном заколонном пространстве скважине могут возникать растягивающие, сжимающие и изгибающие напряжения.

5. Типы буровых долот и их назначение

5.1 Типы долот для сплошного бурения

Все долота для сплошного бурения подразделяются по воздействию на забой и по своему конструктивному исполнению. По характеру воздействия подразделяются на три группы:

долота лопастные (режущие и скалывающие породу)

долота шарошечные с почти цилиндрическими шарошками (скалывающие и дробящие породу)

долота с коническими шарошками (дробящие породу)

одно- ; двух- ; трех- ;четырехшарошечные

Применяются различного типа, размеров, моделей долота. При бурение скважин на территории РФ, широкое применение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняются 90% всех работ на территории России и за рубежом. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота.

5.2 Шарошечные долота

Шарошечное бурение - способ бурения скважин с использованием шарошечного долота. Впервые было применено в США в 20-х годах 20-го века. В России этот способ бурения применятся с 30-х гг. 20 в. для бурения нефтяных и газовых скважин.

При шарошечном бурении горные породы разрушаются стальными или твердосплавными зубками шарошек, вращающимися на опорах бурового долота, которое, в свою очередь, вращается и прижимается с большим осевым усилием к забою.

Долото шарошечное - (англ. roller bit) породоразрушающий дробящий, дробяще-скалывающий инструмент карьерных станков вращательного бурения, с вооружением шарошки в виде фрезерованных на ней зубьев различной длины и конфигурации или впрессованных на нее штырей из твёрдого сплава - карбида вольфрама, применяемый для механического разрушения горной породы от мягкой до очень крепкой в процессе бурения скважины.

5.3 Лопастные долота

В отличие от шарошечных лопастные долота просты по конструкции и по технологии изготовления. Такие долота характерны своей механической скоростью в рыхлых, мягких и несцементированных породах. При бурении такими долотами часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. К таким долотам необходимо прикладывать большой крутящий момент. Они выпускаются в пяти разновидностей: 2Л - двухлопастные; 3Л - трехлопастные; 3ИР истирающе-режущие; П - пикообразные однолопастные.

5.4 Фрезерные долота

Фрезерное долото - применяется в твердых породах при глубоком вращательном бурении). Патент американских изобретателей Шарпа и Юза. Оно состоит из 2 конических, грубо насеченных, фрезеров из твердой стали, насаженных навстречу один другому под углом 46° к вертикали, каждый н"а собственной оси, на конце тупого массивного корпуса долота. Вследствие вращения корпуса ФД вместе со всей штанговой системой, каждый из фрезеров, касающийся забоя скважины, получает свое самостоятельное быстрое вращательное движение около своей собственной оси и своей работой изнашивает твердую породу забоя, отчего и получается поступательное движение всего бурового снаряда. Иногда на том же массивном корпусе долота устанавливаются подобные же, цилиндрические с усеченными конусами по концам и на вертикальной оси, фрезеры-расширители.

Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок.

5.5 Долота ИСМ

Отличие ИСМ является в том, что их породоразрушающие элементы покрыты сверхтвердым материалом славутич. В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ изготавливаются цельноковаными (с последующим фрезерованием лопастей) либо с приваренными лопастями. Данные долота обладают более высокой износостойкостью и меньшей стоимостью, по сравнению с долотами оснащенными природными алмазами. Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие.

5.6 Алмазные долота

Алмазные долота обладают наличием алмазных режущих элементов т.е. (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). Обычно используются наименее ценные разновидности природного алмаза, именуемые карбонадо (бразильские технические алмазы) или черные алмазы (характерные своей вязкостью). Показатели данных долот зависят от качества и размеров алмазов. Качество определяют группой и категорией, а размер - числом камней. Природные и синтетические алмазы размещают в спекаемой матрице (обычно медно-твердосплавной), составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрического корпуса долота.

Литература

Иоаннесян Р.А., Основы теории и техники турбинного бурения, М-Л., 1953;

Лисичкин С.М., Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности, М.-Л., 1954; Разведочное колонковое бурение, М., 1957;

Федюкин В.А., Проходка шахтных стволов и скважин бурением, М., 1959; Огневое бурение взрывных скважин, М., 1962;

Волков С.А., Сулакшин С.С., Андреев М.М., Буровое дело, М., 1965;

Куличихин Н.И., Воздвиженский Б.И., Разведочное бурение, М., 1966;Техника бурения при разработке месторождений полезных ископаемых, М., 1966;

Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1967;

Ханмурзин И.И., Бурение на верхнюю мантию, М., 1967; Техника горного дела и металлургии, М., 1968;

Скрыпник С.Г., Данелянц С.М., Механизация в автоматизация трудоёмких процессов в бурении, М., 1968;

Арш Э.И., Виторт Г.К., Черкасский Ф.Б., Новые методы дробления крепких горных пород. К., 1966.

В.И. Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008

Похожие рефераты:

Основной двигатель привода буровой установки. Буровая вышка и подвышенное основание. Оборудование для спуско-подъемных операции. Оборудование для роторного бурения. Буровые насосы. Превенторы (противовыбросовые устройства). Бурение скважины. Бурильная кол

Техническая характеристика бурильных труб. Описание процесса бурения, использование инструмента и материалов. Определение положения "нулевого" сечения КБТ. Оценка запаса прочности и критерии подбора труб. Определение действующих напряжений в породах.

Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения.

Введение Целью курсового проектирования является закрепление, углубление и обобщение знаний, полученных студентами при изучении теоретического курса «Разведочное бурение»; приобретение навыков для самостоятельного решения конкретных задач по технологии и технике бурения скважин с умелым использован...

Основные параметры бурового инструмента. Основные инструменты для механического разрушения горных пород в процессе бурения скважины. Бурильные долота и бурильные головки. Совершенствование буровых долот. Основные конструктивные параметры долот.

Назначение, типы, конструктивные особенности турбобуров. Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры. Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения. Многосекционные турбобуры. Турбобур с независимой подвеской, с плавающим статором.

Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.

В последние годы в России созданы и внедряются в производство интеллектуальные инструменты, обеспечивающие контроль и документирование всего цикла строительства скважины в режиме реального времени.

Краткие сведения о районе буровых работ. Стратиграфический разрез, нефтеносность, водоносность и газоносность скважины. Возможные осложнения по разрезу скважины. Выбор и расчет конструкции скважины. Расчет основных параметров и техника безопасности.

Современное состояние и перспективы дальнейшего развития буровой техники. Характеристики и классификация буровых станков. Станки вращательного бурения шарошечными долотами и резцовыми коронками, ударного, ударно-вращательного и комбинированного бурения.

Понятие разведочного бурения, его сущность и особенности, применение и эффективность. Методы разведочных бурений, их характеристика и отличительные черты. Случаи использования геофизических работ, их порядок и этапы. Применение методов ядерной физики.

Условия и возможности бурения вторых стволов

Восстановление скважин из бездействия методом зарезки и бурения второго ствола для доразработки залежей и использования фонда бездействующих скважин. Зарезка и бурение непосредственно из-под башмака технической колонны без применения отклонителя.

Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин. Использование ОЛКС для изоляции водопритоков при креплении скважин. Технология установки перекрывателя. Экологический раздел. Техника безопасности. Экономический эффе

Расчет мощности на разрушение забоя при алмазном бурении, мощности на вращение бурильной колонны, мощности бурового станка при бурении, в двигателе станка при бурении, на валу маслонасоса. Мощность, потребляемая двигателем бурового насоса из сети.

Описание работы с колонной бурильных труб, использующихся при бурении скважины. Техническая характеристика бурильных труб. Бурение с дополнительной нагрузкой КБТ. Проведение расчетов по определению возникающих напряжений, оценка запаса прочности труб.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ

Ю.В. ВАДЕЦКИЙ

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Учебник

Допущено

Министерством образования Российской Федерации

в качестве учебника для образовательных учреждений

начального профессионального образования

Москва

ACADEMA

2009

УДК 622.23/.24 ББК33.131 В12

Автор выражает глубокую благодарность

ст. научному сотруднику ОАО «ВНИИОЭНГ» В.А.Ершовой

за помощь при подготовке рукописи к изданию

Рецензент --

главный научный сотрудник Института проблем нефти и газа РАН В. И. Игревский

Вадецкий Ю. В.

В12 Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач. проф. образования/ Юрий Вячеславович Вадецкий. -- М.: Издательский центр «Академия», 2003. -- 352с. ISBN 5-7695-1119-2

В учебнике даются краткие сведения из общей и нефтепромысловой геологии. Описываются принципы разработки нефтяных и газовых месторождений, а также способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Приводятся данные о буровых установках и методах их сооружения.

Для учащихся начальных профессиональных учебных заведений.

УДК 622.23/.24 ББК33.131

© Вадецкий Ю.В., 2003

© Образовательно-издательский центр «Академия», 2003 ISBN 5-7695-1119-2

© Оформление. Издательский центр «Академия», 2003

Введение

Глава 1 Краткие сведения из общей и нефтепромысловой геологии

1.1. Основные понятия о строении и составе земной коры

1.2. Складкообразование и типы складок

1.3. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс их разрушения при строительстве скважин

1.4. Образование нефти и нефтяной залежи

1.5. Поиски, разведка и разработка месторождений

Глава 2 Общие сведения о бурении скважин и оборудовании, применяемом для осуществления этого процесса

2.1. Понятие а буровой скважине, классификация и назначение скважин

2.2. Технологическая схема бурения скважин вращательным способом

2.3. Цикл строительства скважин. Баланс календарного времени и понятие о скорости бурения

2.4. Буровые установки глубокого бурения

2.5. Буровые вышки и оборудование для спуска и подъема бурильной колонны

2.6. Оборудование и инструмент для бурения скважин

2.7. Общие мероприятия по охране природы и окружающей среды при строительстве скважин

2.8. Схемы расположения наземных сооружений и оборудования

2.9. Подготовительные работы к бурению скважины

Глава 3 Породоразрушающий инструмент

3.1. Назначение и классификация породоразрушающего инструмента

3.2. Лопастные долота для сплошного разбуривания забоя

3.3. Шарошечные долота для сплошного разбуривания забоя

3.4. Алмазные долота и долота, армированные синтетическими поликристаллическими алмазными вставками

3.5. Снаряды для колонкового бурения (керноприемные устройства) и бурильные головки к ним

3.6. Долота для специальных целей

Глава 4 Бурильная колонна

4.1. Общие положения

4.2. Конструкция элементов бурильной колонны

4.3. Условия работы колонн бурильных труб

4.4. Комплектование и эксплуатация бурильной колонны

Глава 5 Технология промывки скважин и буровые растворы

5.1. Общие положения

5.2. Буровые растворы на водной основе

5.3. Использование воды в качестве промывочной жидкости

5.4. Буровые растворы на нефтяной основе (рно)

5.5. Бурение скважин с очисткой забоя воздухом или газом. Аэрированные промывочные жидкости и пены

5.6. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

5.7. Выбор типа бурового раствора

5.8. Формы организации глинохозяйства

Глава 6 Осложнения в процессе бурения скважин

6.1. Общие положения

6.2. Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины

6.3. Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

6.4. Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними

6.5. Особенности проводки скважин в условиях сероводородной агрессии

6.6. Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах

Глава 7 Режим бурения

7.1. Общие положения

7.2. Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения

7.3. Выбор способа бурения

7.4. Особенности режима бурения роторным способом

7.5. Особенности режима бурения турбинным способом

7.6. Особенности режима бурения винтовыми (объемными) забойными двигателями

7.7. Особенности режима бурения электробурами

7.8. Особенности режима бурения алмазными долотами

7.9. Контроль за параметрами режима бурения

7.10. Подача инструмента

Глава 8 Искривление скважин и бурение наклонных скважин

8.1. Борьба с искривлением вертикальных скважин

8.2. Бурение наклонно-направленных скважин

8.3. Кустовое бурение скважин

8.4. Бурение многозабойных (многоствольных), горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин

Глава 9 Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения скважин

9.1. Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов)

9.2. Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения

Глава 10 Крепление скважин

10.1. Общие положения

10.2. Конструкция скважин

10.3. Обсадные трубы

10.4. Устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн

10.5. Спуск обсадной колонны в скважину

10.6. Цементирование скважин

10.7. Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин

10.8. Подготовительные работы и процесс цементирования

10.9. Заключительные работы и проверка результатов цементирования

Глава 11 Освоение и испытание скважин

11.1. Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны

11.2. Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны

Глава 12 Аварии в бурении

12.1. Виды аварий, их причины и меры предупреждения

12.2. Ликвидация прихватов

12.4. Организация работ при аварии

Глава 13 Особенности бурения скважин на море

13.1. Общие положения

13.2. Подводное устьевое оборудование

13.3. Некоторые особенности бурения морских нефтяных и газовых скважин

13.4. Обслуживание работ в море

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Бурение нефтяных или газовых скважин является сложным, а в ряде случаев и опасным процессом. Бурение нефтяных или газовых скважин может быть успешно осуществлено только при обязательном соблюдении ряда правил и положений. Таких правил и положений достаточно много, и все они изложены в данном учебнике, но среди этого многообразия есть главные (их всего семь), которые следует запомнить и обязательно выполнять. Их выполнение гарантирует успех.

Основные положения, гарантирующие успешную проводку скважины.

1. Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны хорошо знать геолого-технический наряд (ГТН), особенности бурения в данном районе, геологический разрез (интервалы) скважины. Особое внимание должно быть обращено на интервалы, где возможны осложнения. При подходе к таким интервалам принимаются необходимые меры предосторожности.

2. Коллектив буровой бригады, особенно его основного звена -- вахты, должен быть дружным и спаянным. Если в состав вахты входит человек, по каким-либо причинам не совместимый с остальными членами коллектива, его лучше перевести в другую вахту, бригаду.

Процесс бурения не всегда спокойный и безобидный, возможны экстремальные ситуации (аварии, газовые выбросы, пожары и т.д.), при которых от буровой бригады (вахты) требуются мастерство, хладнокровие, мужество и самоотверженность. В этих условиях взаимоотношения между членами бригады могут играть решающую роль.

3. Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны быть профессионалами своего дела. Профессионализм в бурении достигается постоянными тренировками и повышением своей квалификации.

4. Процесс бурения в значительной мере консервативен. Он состоит из последовательности операций, нередко повторяющихся, которые обязательно производятся в определенном порядке. Отступление от этого правила в большинстве случаев приводит к осложнениям или авариям. В этом отношении буровую вахту можно сравнить с экипажем самолета, когда малейшее отступление от правил приводит к катастрофе.

5. Все члены коллектива обязаны соблюдать дисциплину в процессе строительства скважины. Малейшая расхлябанность, появление на работе в нетрезвом состоянии или после бурно проведенного накануне дня чревато серьезными последствиями. Потеря или притупление бдительности часто приводит к несчастным случаям, в том числе и со смертельным исходом. Каждое отступление от общепринятых норм не должно оставаться незамеченным.

6. Каждый член буровой бригады должен неукоснительно соблюдать правила техники безопасности, уметь оказать первую медицинскую помощь пострадавшему, твердо знать свои обязанности при газовом выбросе, пожаре и других экстремальных ситуациях. Задача бурового мастера -- постоянно проводить учения и довести действия членов буровой бригады в этих ситуациях до полного автоматизма.

7. Каждый член буровой бригады должен выполнять только то, что ему предписано должностной инструкцией. Все остальные действия выполняются только по распоряжению бурового мастера (бурильщика).

Краткие сведения из истории развития техники и технологии буровых работ. Трудно установить, в каком тысячелетии до нашей эры человек впервые стал использовать нефть, но очевидно, что это произошло в очень древние времена. В первое время нефть использовалась как лечебное средство против самых разнообразных болезней: проказы, воспаления глаз и др. Большое значение в древности нефть имела и как осветительный материал.

При рабовладельческом строе область применения нефти и естественного битума значительно расширилась. Их использовали уже не только как лечебное средство и осветительный материал, но и для строительных целей. При сооружении стен битум широко употреблялся в смеси с обоженным кирпичом и галькой. Расширение сферы применения нефти в эпоху рабовладельческого строя вызвало усовершенствование техники ее добычи. Используемый ранее способ собирания нефти в местах ее выхода на поверхность земли уже не мог обеспечить потребностей в ней. Возник ямный (или копаночный) способ добычи нефти. Копанки представляли собой неглубокие ямы (до 2 м глубиной), в которые вставлялся плетень для предохранения стенок от обвала. На дне копанки скапливалась нефть, просачивавшаяся через почву. Нефть из копанок вычерпывалась периодически, по мере ее накопления.

Великие географические открытия и расцвет торговых отношений при феодальном строе значительно способствовали росту ряда отраслей промышленности, в том числе и нефтяной. Увеличившийся спрос на нефть привел к разработке новой техники ее добычи. Старый ямный (копаночный) способ уже не мог обеспечить потребности нового общества в нефти. Появился колодезный способ добычи нефти, который был совершеннее и выгоднее ямного (копаночного), так как позволял эксплуатировать более глубокие продуктивные пласты и увеличить добычу нефти.

Отмена крепостного права устранила препятствия на пути промышленного развития феодально-крепостнической России. Значительно возросла в этот период роль нефтяной промышленности в общем индустриальном развитии страны. Для заводов, фабрик, железнодорожного и водного транспорта было необходимо топливо, в первую очередь -- уголь и нефть. Колодезный способ уже не мог удовлетворять потребности общества с новым хозяйственным и политическим укладом. Нужен был более совершенный метод разрушения горных пород, а вместе с ним и новый способ подъема нефти на поверхность земли. Таким методом явилось бурение скважин.

Считается, что первую коммерческую нефтяную скважину в 1859 г. в штате Пенсильвания (США) пробурил Эдвин Дрейк. Примерно в то же время началось бурение скважин и в России. Первые нефтяные скважины бурились малопроизводительным ручным штанговым вращательным способом. Вскоре перешли к бурению нефтяных скважин ручным штанговым ударным способом, применявшимся издавна при бурении скважин на рассолы и воду.

Способ бурения на железных штангах при помощи свободно падающего инструмента (ударно-штанговый) получил широкое распространение на нефтяных промыслах Азербайджана. Ударно-канатный способ бурения получил распространение в Грозненском нефтяном районе.

Переход от ручного способа бурения скважин к механическому привел к необходимости решения ряда вопросов механизации буровых работ. Крупный вклад в это дело внесли русские горные инженеры Г. Д. Романовский (1825--1906) и С. Г. Воислав (1850-- 1904). По мере возрастания глубины нефтяных скважин, которая к 1900 г. дошла примерно до 300 м, все заметнее ощущались недостатки ударного способа бурения.

Разбуривание глубоко залегающих нефтяных пластов потребовало совершенствования техники бурения скважин. При ударном бурении долото в 1 мин. делало от 26 до 40 падений и через каждые 2 ч надо было поднимать бурильный инструмент для очистки забоя от разбуренной породы. Стенки скважины разрушались, поэтому приходилось крепить их 12... 14 колоннами. На это расходовали огромное количество металла -- свыше 0,5 т на каждый метр проходки. Скорость же проходки при ударном бурении была незначительна. В дореволюционное время в штанговом бурении она составляла не более 34,6 м/ст.-мес (метр на станок-месяц) при средней глубине скважин 300...400 м, а в Грозном достигала 90 м/ст.-мес при средней глубине скважин 600 м. На смену ударному способу пришло вращательное бурение, в результате чего были устранены указанные недостатки. При вращательном бурении одновременно производятся и проходка скважин, и вынос на поверхность разбуренной породы при помощи бурового раствора (вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль). С 1901 г., когда впервые в США было применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости, начался период развития и совершенствования вращательного способа бурения. В России роторным способом первая скважина глубиной 345 м была пробурена в 1902 г. в Грозненском районе.

Одной из труднейших проблем, возникавших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А. А. Богушевский, запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Способ Богушевского получил быстрое распространение не только в России, но и за рубежом. Однако это не помешало американскому инженеру Перкинсу в 1918 г. получить патент на способ цементирования скважин, повторяющий изобретение инженера А.А. Богушевского.

Наряду с успешным решением практических задач техники бурения ученые и инженеры нашего отечества много внимания уделяли вопросам разработки теории. Большую роль в развитии нефтяной техники сыграл «Горный журнал», издававшийся с 1825 г. В журнале печатались работы крупнейших специалистов-нефтяников того времени: Г.Д.Романовского, С.Гулишамбарова, А.Васильева, Н.А.Соколовского, И.А.Тиме и др. С 1899 г. в Баку начал издаваться журнал «Нефтяное дело».

В 1904--1911 гг. вышел в свет четырехтомный классический труд одного из крупнейших русских горных инженеров И. Н. Глушкова «Руководство к бурению скважин», который долгое время был настольной книгой всех нефтяников.

В годы Первой мировой и последующей за ней гражданской войны русская нефтяная промышленность пришла в состояние упадка. Восстановление нефтяной промышленности началось немедленно после освобождения нефтяных районов от интервентов и белогвардейцев.

С 1924 г. в нефтяной промышленности СССР началась техническая реконструкция бурения скважин. Важнейшими путями этой реконструкции были следующие:

замена ударного бурения вращательным;

использование вместо паровой электрической энергии -- наиболее дешевой.

В годы довоенных пятилеток нефтяная и газовая промышленность развивалась форсированными темпами. С 1928 по 1940 г. добыча нефти возросла с 11625 тыс. т до 31121 тыс. т, а проходка скважин на нефть и газ с 362 тыс. м до 1947 тыс. м.

В годы Великой Отечественной войны буровики-нефтяники проявили образцы героизма в труде, организуя в трудных условиях военного времени разведку и добычу нефти и газа в восточных районах страны. Этот период характеризуется увеличением доли проходки в разведочном бурении с 23 % от общей проходки в 1940 г. до 42 % в 1945 г., причем доля восточных районов в общей проходке по СССР с 21,8 % в 1940 г. возросла до 52,5 % в 1944 г. и 45 % в 1945 г.

Пути развития бурения нефтяных и газовых скважин в СССР во многом определил изобретенный в 1923 г. М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н. А. Корнеевым гидравлический забойный двигатель -- турбобур.

В 1923 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура Капелюшникова. Турбобуры Капелюшникова не нашли широкого применения, так как при одноступенчатой турбине жидкость протекала по ее лопаткам со скоростью 50... 70 м/с. Такая высокая скорость движения жидкости, несущей абразивные частицы разбуриваемых пород, приводила к исключительно быстрой сработке лопаток турбины. Кроме того, турбобур Капелюшникова имел очень небольшую мощность и низкий КПД (29... 30 %). Мощность турбобуров Капелюшникова составляла всего лишь 3,5...11,0 кВт.

В 1934 г. группа инженеров во главе с П. П. Шумиловым предложила новый турбобур, принципиально отличавшийся от турбобура Капелюшникова. В нем была предусмотрена специально разработанная многоступенчатая турбина, число ступеней в которой доходило до 100... 150 шт. Это позволило увеличить мощность турбобура и снизить скорость вращения турбины до 8,3... 11,7 об/с и тем самым устранить необходимость в редукторе.

Первые опыты бурения многоступенчатым турбобуром, проведенные в 1935--1936 гг., подтвердили все преимущества новой конструкции. Дальнейшая работа по созданию турбобура для бурения скважин в основном проводилась по линии усовершенствования конструкции. Эта работа закончилась в 1939--1940 гг. созданием промышленного типа турбобура.

С 1944 г. турбинный способ бурения получил широкое применение в большинстве нефтяных районов. В послевоенные годы турбинное бурение стало одним из основных видов бурения в Советском Союзе.

Конструкция турбобуров постоянно совершенствуется. Разрабатываются новые типы гидравлических забойных двигателей. Так, во второй половине 1960-х гг. был разработан винтовой (объемный) забойный двигатель, который широко применяется и в настоящее время.

В 1937 --1938 гг. группой инженеров во главе с А. П. Островским была разработана конструкция забойного двигателя негидравлического типа -- электробура. В 1940 г. на нефтяных промыслах Азербайджана были проведены первые испытания, показавшие целесообразность его применения при бурении скважин. В дальнейшем конструкция электробура была значительно усовершенствована, что позволило успешно использовать его в некоторых районах страны.

Послевоенные годы были отмечены значительным ростом проходки, улучшением конструкций бурового оборудования инструмента, увеличением мощности привода буровых установок, дальнейшим усовершенствованием технологии проводки скважин и т.п.

Несмотря на то, что в настоящее время в нашей стране более 90 % от всего объема бурения осуществляется забойными двигателями, потенциальные возможности роторного бурения далеко не исчерпаны, о чем свидетельствует и зарубежный опыт.

Вот уже полтора столетия человечество занимается бурением скважин на нефть и газ. Была достигнута максимальная глубина скважины -- более 12000 м (Российская Федерация, Кольская сверхглубокая скважина). Это свидетельствует об огромных технических трудностях, с которыми приходится сталкиваться по мере углубления в недра Земли. Техника и технология бурения, изложенная в настоящем учебнике, позволит достичь глубин 15000... 16000 м, что и будет сделано уже в ближайшие десятилетия.

Терминология. Изучая настоящий учебник, читатель столкнется с целым рядом понятий (терминов), встречающихся только при производстве бурения скважин. Таких понятий не так уж много, но их надо знать, а самое главное, понимать их смысл. Ниже приводятся основные из этих терминов.

Бурение -- процесс образования горной выработки, преимущественно круглого сечения, путем разрушения горных пород главным образом буровым инструментом (реже термическим, гидроэрозионным, взрывным и другими способами) с удалением продуктов разрушения.

Скважина (нефтяная, газовая, водяная и т.п.) -- сооружение, преимущественно круглого сечения, образуемое путем бурения и крепления и характеризуемое относительно малым размером площади поперечных сечений по сравнению с размером площади боковой поверхности и заранее заданным положением в пространстве.

Буровой инструмент -- общее название механизмов и приспособлений, применяемых при бурении скважин и ликвидации аварий, возникающих в скважинах.

Ударный способ бурения -- способ сооружения скважин путем разрушения горных пород за счет ударов породоразрушающего инструмента по забою (дну) скважины.

Вращательный способ бурения -- способ сооружения скважин путем разрушения горных пород за счет вращения прижатого к забою породоразрушающего инструмента (долото, коронка).

Буровой раствор (промывочная жидкость) -- технологическое наименование сложной многокомпонентной дисперсной системы суспензионных и аэрированных жидкостей, применяемых при промывке скважин в процессе бурения.

Обсадные трубы -- трубы, предназначенные для крепления скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации нефтяного (газового) пласта (горизонта).

Обсадная колонна -- колонна, состоящая из последовательно свинченных (сваренных) обсадных труб.

Затрубное пространство -- пространство между стенками скважины (обсадной колонны) и наружными стенками колонны бурильных труб, образующееся в процессе бурения.

Разведочное бурение -- бурение скважин с целью разведки нефтяных (газовых) месторождений. Входит в комплекс работ, позволяющий оценить промышленное значение нефтяного (газового) месторождения, выявленного на поисковом этапе, и подготовить его к разработке.

Эксплуатационное бурение -- бурение скважин с целью разработки нефтяного (газового) месторождения.

Турбобур -- забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях.

Турбинный способ бурения -- бурение скважин при помощи турбобуров.

Электробур -- буровая машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение поро-доразрушающему инструменту.

Цементирование (тампонирование) скважины -- закачка цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны.

Бурильная колонна -- ступенчатый полый вал, соединяющий буровое долото (породоразрушающий инструмент) с наземным оборудованием (буровой установкой) при бурении скважины.

Бурильная свеча -- часть бурильной колонны, неразъемная во время спускоподъемных операций; состоит из двух, трех или четырех бурильных труб, свинченных между собой.

Буровая установка -- комплекс машин и механизмов, предназначенных для бурения и крепления скважин.

Буровая вышка -- сооружение, устанавливаемое над буровой скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, обсадных труб.

Буровая лебедка -- механизм, предназначенный для спуска и подъема колонны бурильных труб, подачи бурового долота на забой скважины, спуска обсадных труб, передачи мощности на ротор.

Талевая (полиспастовая) система буровых установок -- ряд механизмов (кронблок, талевый блок, крюк или крюкоблок), преобразующих вращательное движение барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка.

Ротор -- механизм, предназначенный для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъемных операциях и вспомогательных работах.

Вертлюг -- механизм, обеспечивающий вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и подачу через нее промывочной жидкости.

Буровой насос -- гидравлическая машина для нагнетания промывочной жидкости в буровую скважину.

Буровая платформа -- установка для бурения на акваториях с целью разведки или эксплуатации минеральных ресурсов под дном моря.

Силовой привод бурения установки -- комплекс машин и механизмов, предназначенных для преобразования электрической энергии или энергии топлива в механическую энергию.

Вибрационное сито (вибросито) -- механизм для очистки бурового раствора (промывочной жидкости) от выбуренной породы и других механических примесей.

Химические реагенты -- различные химические вещества, предназначенные для регулирования свойств буровых растворов (промывочной жидкости).

Ведущая бурильная труба -- труба обычно квадратного сечения, которая устанавливается наверху бурильной колонны и передает ей вращение от ротора.

Шурф для ведущей трубы -- неглубокая скважина, сооружаемая рядом с ротором и предназначенная для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб в периоды, когда не бурят.

Шарошечное буровое долото -- механизм, состоящий из сферических или цилиндрических шарошек, смонтированных на подшипниках качения или скольжения (или их комбинации) на цапфах секций бурового долота.

Лопастное буровое долото -- корпус с присоединительной резьбой, к которому привариваются три и более лопастей.

Бурильные трубы -- основная часть бурильной колонны. Бурильные трубы изготавливают бесшовными, из углеродистых или легированных сталей.

Бурильные замки (замки для бурильных труб) -- соединительный элемент бурильных труб для свинчивания их в колонну. Бурильный замок состоит из ниппеля и муфты, закрепляемых на концах бурильной трубы.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) -- трубы, предназначенные для создания нагрузки на породоразрушающий инструмент и увеличения жесткости нижней части бурильной колонны.

Индикатор массы (веса) -- прибор, при помощи которого в процессе бурения определяется осевая нагрузка на долото. Этим прибором определяется также нагрузка, действующая на крюк талевой системы.

Выше приведены только основные термины, широко используемые при бурении нефтяных и газовых скважин. Специалист любого уровня, занимающийся бурением нефтяных и газовых скважин, должен свободно владеть этой терминологией.

ГЛАВА 1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ИЗ ОБЩЕЙ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

1.1 Основные понятия о строении и составе земной коры

Земля состоит из концентрических оболочек (геосферы): наружной, или земной коры, промежуточной, или мантии, и ядра. Границей раздела земной коры и мантии является поверхность Мохоровичича, залегающая на глубине 30...70 км на континенте и 5... 10 км под дном океана. Граница между мантией и ядром расположена на глубине 2900 км. Ядро, радиусом 3400 км, находится в центре Земли. Предполагается, что ядро состоит главным образом из железа и никеля. Плотность вещества в нем составляет 6... 11 г/см 3 , а давление в самом центре Земли -- 4263000 кг/см 2 .

Земная кора изучена далеко не полностью. Нижним ее ярусом, как полагают, является базальтовый слой. Толстый базальтовый ковер -- это подстилка, на которой покоится гранитный слой, покрытый чехлом осадочных пород. Однако земная кора не везде имеет трехъярусное строение. Например, океанское ложе состоит из базальтовой подстилки и очень тонкого слоя осадочных пород. А граниты в некоторых местах выходят прямо на поверхность.

Земная кора сложена разнообразными горными породами, состоящими из минералов. По происхождению горные породы делятся на три основные группы: магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические породы образуются из магмы Магма -- вещество Земли, находящееся в расплавленном состоянии. при застывании ее на некоторой глубине (породы глубинные, или интрузивные) или же при излиянии ее на поверхность в виде лавы (породы излившиеся, или эффузивные). Большинство этих пород имеет кристаллическое строение; залегают они в земной коре, как правило, не слоями, а в виде тел неправильной формы.

Осадочные породы образуются из продуктов разрушения ранее существовавших горных пород, отложившихся в водных бассейнах или на поверхности суши в виде механических и химических осадков; в эту же группу входят осадочные породы, образовавшиеся из продуктов жизнедеятельности организмов (органические осадки). Осадочные породы, как правило, залегают в земной коре в виде слоев.

Метаморфические породы образуются из магматических или осадочных пород, подвергшихся в недрах земной коры действию высоких давлений и температур. Эти породы в большинстве случаев отличаются слоистостью и кристаллическим строением.

В земной коре магматические породы занимают 95 %. На все осадочные и метаморфические породы приходится только 5 %. Однако нас интересуют осадочные горные породы, так как к последним приурочены залежи нефти и газа. нефтяной месторождение буровой

1.2 Складкообразование и типы складок

Первоначально осадочные породы отлагались в виде горизонтальных слоев, называемых пластами. В дальнейшем, в результате горообразования, т.е. под давлением боковых и вертикальных сил, сминающих горизонтальные пласты, образовались складки. Иногда происходили разрывы пластов, причем более древние надвигались на более молодые и даже выходили на поверхность. Образование складок, разрывов и прочих неровностей рельефа, вулканические явления, землетрясения и другие проявления внутренней жизни Земли называются тектоническими движениями.

Существует очень много физических явлений, которые могли бы вызвать тектоническое движение. Следует считать установленным фактом известную подвижность веществ в недрах Земли примерно до глубины 800... 1000 км. Причинами этого служат разнообразные физические и химические процессы, протекающие в Земле. Эти процессы следует рассматривать во взаимосвязи, учитывая их историческое развитие.

Рассмотрим несколько форм складок земной коры. Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а обращенные выпуклостью вниз -- синклиналями. Самая возвышенная часть антиклинали называется сводом, боковые части -- крыльями (рис. 1.1, а).

Если происходит разлом с образованием трещины, по которой пласты в вертикальном и наклонном направлениях перемещаются относительно друг друга (рис. 1.1, б), и при этом одна часть складки опускается, а другая остается на прежнем месте, то образуется сброс. Если же одна часть складки поднимется и несколько перекроет другую, то образуется взброс.

Основными элементами, характеризующими залегание пластов, являются: падение пластов, угол наклона, угол падения и простирание.

Падение пластов -- это наклон слоев земной коры к горизонту. Наибольший угол (а), образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта (рис. 1.1, в). Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта.

Верхняя поверхность пласта (граница с вышележащим пластом) называется кровлей, нижняя -- подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью пласта.

1.3 Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс их разрушения при строительстве скважин

Основными физико-механическими свойствами горных пород, влияющими на процесс их разрушения при строительстве скважин, являются упругость и пластичность, твердость, абразивность и сплошность.

Упругие свойства горных пород. Все горные породы под воздействием внешних нагрузок претерпевают деформации, исчезающие после удаления нагрузки или остающиеся. Первые из них называются упругими деформациями, а вторые -- пластическими. Большинство породообразующих минералов являются телами упруго-хрупкими, т. е. они подчиняются закону Гука и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости. При простом растягивании или сжатии упругого тела относительное удлинение или сжатие пропорциональны нормальному напряжению:

где Е -- модуль Юнга; е -- деформация.

Горные породы относятся к упруго-хрупким телам и подчиняются закону Гука только при динамическом приложении нагрузки. Упругие свойства горных пород характеризуются модулем упругости (модуль Юнга) Е и коэффициентом Пуассона р, (д = е х /е я где е х -- поперечная деформация; Ј у -- продольная деформация). Модуль упругости горных пород зависит от их минералогического состава, вида нагружения и величины приложенной нагрузки, структуры, текстуры и глубины залегания пород, состава и строения цементирующего вещества у обломочных пород, степени влажности, песчанистости и карбонатности пород.

Коэффициент Пуассона для большинства пород и минералов находится в пределах 0,2...0,4, и только у кварца он аномально низок -- примерно 0,07, что обусловлено особенностями строения его кристаллической решетки.

Пластические свойства горных пород (пластичность). Разрушению некоторых горных пород предшествует пластическая деформация, которая начинается при превышении напряжения в породе предела упругости. Пластичность зависит от минералогического состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и некоторых других минералов. Высокими пластическими свойствами обладают глины и породы, содержащие соли. При определенных условиях некоторые горные породы подвержены ползучести. Ползучесть проявляется в постоянном росте деформации при неизменном напряжении. Значительной ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы, соляные породы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков.

Твердость горных пород. Под твердостью горной породы понимается ее способность оказывать сопротивление проникновению в нее (внедрению) породоразрушающего инструмента.

В геологии большое распространение имеет шкала твердости минералов Мооса, по которой условную твердость минералов определяют методом царапания. В основу этой шкалы взяты твердости наиболее часто встречающихся в породе минералов, причем менее твердым из них присваиваются меньшие номера:

1 -- тальк;

2 -- гипс или каменная соль;

3 -- известковый шпат или кальцит;

4 -- плавиковый шпат;

5 -- апатит;

6 -- полевой шпат;

7 -- кварц;

8 -- топаз;

9 -- корунд; 10 -- алмаз.

На основании многочисленных исследований Л. А. Шрейнер предложил классификацию горных пород, отличающуюся от шкалы твердости Мооса тем, что она наиболее полно учитывает основные физико-механические свойства горных пород, которые влияют на процесс бурения (табл. 1.1).

К I группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабо сцементированные пески, суглинки, известняк-ракушечник, мергели, глины с частыми прослоями песчаников, мергелей и т.п.). Ко II группе относятся упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, крепкие ангидриты, доломиты, конгломераты на кремнистом цементе, кварцево-карбонатные породы и т.п.). К III группе относятся упруго-хрупкие, в основном изверженные, и метаморфические породы.

Как правило, по твердости породы, участвующие в сложении нефтяных залежей, относятся к первым восьми категориям.

Таблица 1.1

Классификация горных пород по Шрейнеру

Абразивность горных пород. Под абразивностью горной породы понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающий инструмент в процессе их взаимодействия. Абразивность пород проявляется в процессе абразивного (преимущественно механического) изнашивания и является его характеристикой. Поэтому показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород.

Абразивность горной породы, как и любой другой показатель механических свойств, отражает ее поведение в конкретных условиях испытания или работы. Понятие об абразивной способности тесно связано с понятием о внешнем трении и износе. Абразивные свойства горных пород изучены недостаточно. На трение существенно влияет среда. Коэффициент трения о породу, поверхность которой смочена глинистым раствором, меньше, чем тот же коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже, чем коэффициент трения о сухую породу.

Среди горных пород наибольшей абразивностью обладают кварцевые и полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементированные породы с обломочными зернами размером от 0,01 до 0,1 мм). Разработано несколько классификаций по абразивности горных пород.

Сплошность горных пород. Данное понятие предложено для оценки структурного состояния горных пород и их способности передачи внутри породы воздействия, например давления внешней жидкостной или газовой среды. Степень пригодности для такого воздействия определяется внутриструктурными нарушениями в породе (трещины, поры, поверхности рыхлого контакта зерен и т.д.).

1.4 Образование нефти и нефтяной залежи

Теория происхождения нефти имеет большое значение, так как позволяет обоснованно производить поиски нефтегазовых месторождений. В настоящее время существуют две теории: органическая и неорганическая.

Теория органического происхождения нефти основывается на следующем.

После гибели животного или растительного организма начинается процесс его разложения. Если он происходит при свободном доступе кислорода, то подавляющая часть углерода растительных и животных организмов возвращается в атмосферу в виде углекислого газа, а в нефти содержится 86 % углерода. В этом случае лишь небольшая часть органических остатков попадает в благоприятные для их сохранения условия.

Если кислород отсутствует, разложение происходит за счет жизнедеятельности бактерий -- микроорганизмов, которые могут жить без доступа кислорода. Роль этих бактерий сводится к извлечению кислорода и образованию устойчивых соединений органического характера (исходного материала для образования нефти).

Наиболее благоприятными участками для накопления исходного для нефти органического материала являются лиманы (бухты), лагуны (озера, соединяющиеся с морем узким проливом), эстуарии (воронкообразные глубокие устья рек, впадающих в моря).

Теория неорганического происхождения нефти заключается в следующем.

Нефть поступает из мантии Земли, куда она попала вместе с другими компонентами при формировании планеты из облака газопылевой и обломочной материи. Выделение и первоначальное накопление нефтяных углеводородов связано с процессами в верхней части мантии Земли, являющимися причиной тектонических движений. Перемещение нефти из зон ее накопления в подкорковой области в ловушки -- месторождения, размещенные в верхних горизонтах земной коры, происходит по полостям верхних частей глубинных разломов, которыми рассекаются базальтовый, гранитный и осадочный слои земной коры.

Существующие теории происхождения нефти основаны на предположении, что нефть из материнской толщи вследствие увеличения горного давления мигрирует (выжимается) в расположенные вблизи отложения горных пород с более высокой проницаемостью и заполненные водой. При этом нефть и газ оттесняют воду и собираются в наиболее повышенной части структуры или на участках, закрытых непроницаемыми отложениями, которые и останавливают дальнейшее продвижение жидкости, образуя нефтяную залежь.

Нефтяная залежь представляет собой пласт, сложенный породами с достаточной проницаемостью и заполненный нефтью. Нефть, газ и вода находятся в пластах под большим давлением. Породы, лежащие выше продуктивного горизонта, своей массой давят на этот пласт. До вскрытия продуктивного горизонта давление в нем по всей площади однообразно, в момент его вскрытия это равновесие нарушается и, если давление на пласт от вышележащих пластов превосходит давление от столба жидкости, заполняющей скважину, начинается фонтанирование.

Уровни жидкости в скважинах могут быть статические и динамические. Статический уровень характеризует собой пластовое давление. Динамическим является уровень жидкости, который устанавливается в скважине при подливе жидкости в нее или откачке. Этот уровень характеризует забойное давление в скважине в процессе ее работы.

1.5 Поиски, разведка и разработка месторождений

Поиски и разведка -- это совокупность работ по открытию месторождений полезных ископаемых и оценке пригодности их для промышленной разработки.

Основными вопросами при разведках месторождений полезных ископаемых являются следующие:

определение формы и объема промышленной части месторождения. В зависимости от размеров изученной части месторождения подсчитываются те или иные запасы полезного ископаемого;

установление качественной характеристики полезного ископаемого в тесной связи с техническими требованиями к сырью;

выявление природных факторов, определяющих условия эксплуатации (состав и взаимоотношение пород, вмещающих месторождение, углы падения пород, обводненность месторождения, твердость и трещиноватость пород и др.).

Под разработкой нефтяной залежи подразумевается управление процессом движения жидкости или газа в пласте к забоям эксплуатационных скважин. Рациональной системой разработки нефтяного месторождения считается такая, при которой оно разбуривается минимально допустимым числом скважин, обеспечивающим высокие темпы отбора нефти из пласта, высокую конечную нефтеотдачу, минимальные капитальные вложения на каждую тонну извлекаемых запасов и минимальную себестоимость нефти.

Мощность продуктивной толщи нефтяных месторождений может изменяться от нескольких десятков до сотен и тысяч метров. Многопластовые месторождения разрабатываются по системе снизу-- вверх, когда пласты вводятся в эксплуатацию последовательно, начиная с нижнего горизонта до верхнего. Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным, или базисным. Такая система позволяет во время бурения на базисный горизонт путем отбора грунтов и применения геофизических методов изучить все вышележащие нефтеносные пласты и одновременно осуществлять подготовку их к разработке. Она способствует сокращению числа разведочных скважин на месторождении и уменьшению процента неудачных эксплуатационных скважин, так как скважины, в которых нефть не была получена на базисном горизонте, могут быть возвращены на вышележащие пласты. Все это сокращает объем капитальных затрат на бурение эксплуатационных и особенно разведочных скважин.

Вышележащие пласты вводятся в эксплуатацию после полного истощения опорного горизонта. Для сокращения такого разрыва и, соответственно, обеспечения максимальной добычи нефти в короткий срок проводятся работы по осуществлению эксплуатации нескольких горизонтов одновременно. Большую роль в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений сыграло широкое применение искусственного воздействия на пласты с целью поддержания или восстановления пластовой энергии. Для этого закачивают газ (воздух) в повышенные части пласта при газонапорном и газовом режимах залежи или воду в законтурные зоны при водонапорном режиме.

Остановимся на способах эксплуатации нефтяных скважин.

Процесс подъема нефти или газа от забоя скважины на дневную поверхность может происходить как за счет природной энергии жидкости и газа, поступающих к забою, так и за счет энергии, вводимой в скважину с дневной поверхности. Если нефть и газ на дневную поверхность подаются за счет природной энергии или заводнения, то эксплуатация называется фонтанной. Если же скважина совсем не фонтанирует или дебит ее недостаточный, применяют механическую откачку нефти из скважины. Это осуществляется компрессорным или насосным способом эксплуатации. При компрессорной эксплуатации в скважину нагнетают сжатый газ или воздух, который поступает к башмаку спущенных в скважину подъемных труб, смешивается с нефтью и выносит эту смесь на поверхность. Насосная эксплуатация применяется обычно в скважинах с небольшим дебитом.

Контрольные вопросы

1. Из каких основных пород состоит земная кора?

2. Какие породы называются осадочными?

3. Перечислите основные формы складок земной коры.

4. Что такое твердость и абразивность пород?

5. В чем сущность теорий органического и неорганического происхождения нефти?

6. Какие силы заставляют нефть продвигаться из пласта к скважинам?

7. Какие основные вопросы ставятся при разведочных работах?

8. Какая система разработки называется рациональной?

9. Опишите способы эксплуатации нефтяных скважин.

ГЛАВА 2 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИИ, ПРИМЕНЯЕМОМ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ЭТОГО ПРОЦЕССА

2.1 Понятие а буровой скважине, классификация и назначение скважин

Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением их на поверхность. Начало скважины называется устьем, дно скважины -- забоем. Диаметр скважины находится в пределах 59... 1000 мм. При обычном бурении разрушается вся масса породы. При бурении с отбором внутреннего столбика породы (керна) разрушается только кольцевое пространство у стенок скважины, а керн извлекается в неразрушенном состоянии для изучения геологического строения месторождения.

Целевое назначение скважин может быть различным. Все скважины, бурящиеся в целях региональных исследований, поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, подразделяются на следующие категории.

1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакоплений, с целью выбора наиболее перспективных направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ.

2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для детальных геологических работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

3. Структурные скважины бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей (антиклинальные складки, зоны экранирования, выклинивания и т.д.). По полученным в результате бурения структурных скважин данным определяют элементы залегания пластов (тектонику, стратиграфию и литологию) в различных точках и составляют профили данной площади.

4. Поисковые скважины бурят на площадях, подготовленных геолого-поисковыми работами (геологической съемкой, структурным бурением, геофизическими и геохимическими исследованиями или комплексом этих методов) с целью установления нефте-газоносности.

5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностью для оконтуривания месторождения, подсчета запасов и подготовки его к разработке.

6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные (для оценки коллекторов продуктивных горизонтов), добывающие (добычные), нагнетательные (для закачки в продуктивные горизонты воды, воздуха или газа с целью поддержания пластового давления и удлинения периода естественного фонтанирования) и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины. К этой же категории относят скважины, предназначенные для термовоздействия на пласт при разработке месторождений с высоковязкими нефтями.

7. Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

Бурение скважин применяется не только в нефтяной и газовой промышленности. Скважины бурятся также в целях разведки и добычи других полезных ископаемых, водоснабжения населенных пунктов, тушения подземных пожаров, газификации углей, вентиляции шахт, замораживания грунта при проходке шахт, исследования грунтов на месте предполагаемого возведения различных промышленных и гражданских сооружений и т. п.

2.2 Технологическая схема бурения скважин вращательным способом

Способы бурения можно классифицировать по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, физико-химическое, электроискровое и т.д. Широко применяются только способы, связанные с механическим воздействием на горные породы; остальные не вышли из стадии экспериментальной разработки.

Механическое бурение осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательными способами (последний способ имеет пока весьма ограниченное применение). Ударное бурение нефтяных и газовых скважин, еще распространенное во многих странах, уже несколько десятков лет не применяется на нефтяных и газовых промыслах Российской Федерации. При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно вращательный способ бурения. При этом способе бурения скважина как бы высверливается непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное -- двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб и бурение с забойным двигателем (гидравлическим или при помощи электробура) -- двигатель перенесен к забою скважины и устанавливается над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих операций: спуско-подъемных работ (опускание бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъема бурильных труб с отработанным долотом из скважины) и работы долота на забое (разрушение породы долотом). Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки скважины от обвалов и разобщить нефтяные (газовые) и водяные горизонты. Одновременно в процессе бурения скважин выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна, приготовление промывочной жидкости (бурового раствора), каротаж, замер кривизны, освоение скважины с целью вызова притока нефти (газа) в скважину и т. п. В случае аварии или осложнения (поломка бурильных труб, прихват инструмента и т.д.) возникает необходимость в дополнительных (аварийных) работах. Для выполнения перечисленных операций в процессе бурения скважины применяется буровая вышка (рис. 2.1).

Самая верхняя труба в колонне бурильных труб не круглая, а квадратная (она может быть также шестигранной или желобчатой). Она называется ведущей бурильной трубой. Ведущая труба проходит через отверстие круглого стола -- ротора и при бурении скважины по мере углубления забоя опускается вниз.

Ротор помещается в центре буровой вышки. Бурильные трубы и ведущая труба внутри полые. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом. Нижняя часть вертлюга, соединенная с ведущей трубой, может вращаться вместе с колонной бурильных труб, а его верхняя часть всегда неподвижна.

К отверстию (горловине) неподвижной части вертлюга присоединяется гибкий шланг, через который в процессе бурения закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов. Последняя, пройдя ведущую трубу и всю колонну бурильных труб, попадает в долото и через отверстия в нем устремляется на забой скважины (при бурении гидравлическим двигателем промывочная жидкость вначале поступает в него, приводя вал двигателя во вращение, а затем -- в долото). Выходя из отверстий в долоте, жидкость промывает забой, подхватывает частицы разбурённой породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх, где направляется в прием насосов, предварительно очищаясь на своем пути от частиц разбуренной породы.

...

Подобные документы

методичка , добавлен 02.12.2010


Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

отчет по практике , добавлен 20.03.2012


Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.

курсовая работа , добавлен 18.12.2014


Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.

отчет по практике , добавлен 23.09.2014


Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Закономерности разрушения горных пород. Буровые долота. Бурильная колонна, ее элементы. Промывка скважины. Турбинные и винтовые забойные двигатели. Особенности бурения скважин при равновесии "скважина-пласт".

презентация , добавлен 18.10.2016


Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.

курсовая работа , добавлен 15.09.2011


Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.

отчет по практике , добавлен 30.05.2013


Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.

контрольная работа , добавлен 08.02.2013


Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.

дипломная работа , добавлен 19.06.2011


Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.

I . Техническая часть. Характеристика и краткое описание устройств.

Буровые вышки и сооружения…………………………………………….…………………………4

Талевая система…………………………………………………………………………….………..5

Буровые лебёдки………………………………………………………..……………………...……...6

Роторы………………………………………………………………………..……………………….7

Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы…………..…………………...………8

Вертлюги………………………………………………………………..………………….…………9

Силовые приводы буровых установок………………………………………………………...…….9

Оборудование для герметизации устья скважины……………………..………………...………10

II . Технологическая часть.

1. Бурение нефтяных и газовых скважин…………………………….……..14

Ознакомление с приёмами ручной подачи долота, бурение

с регулятором долота, обучение бурению ротором……………………………………………..14

Ознакомление с методикой рациональной отработки до-

лот……………………………………………………………………………………………………15

Выполнение основных работ при СПО с помощью специ-

ального оборудования……………………………………………………………………………….16

Подготовка трубы к затаскиванию, установка элеватора

на ротор, снятие его с ротора, посадка труб на клинья………………………………………...17

Проверка замковой резьбы, свинчивание БТ с помощью клю-

чей АКБ, докрепление и раскрепление замковых соединений с

помощью ключей УМК……………………………………………………………………………...……18

Осмотр и обмер БТ и УБТ, установка БТ на подсвечник, на-

ворачивание и отворачивание долот…………………………………………………………...………19

Промывка скважины……………………………………………………………………………...…….20

КНБК и регулирование режима бурения для борьбы с самопро-

извольным искривлением скважины……………………………………………………………...…….22

2. Ознакомление с бурением скважин кустами…………………………….23

3. Спуск и цементирование обсадных колонн……………….……………..24

4. Вскрытие и опробование нефтяных горизонтов……………….………..26

5. Аварийные работы в скважине………………………………….………..27

6. Ликвидация ГНВП и выбросов……………………………….…….…….28

I . Техническая часть

Характеристика и краткое описание устройств

Буровые установки и сооружения

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рис. 2.2), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части - кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части - талевого блока (подвижно­го блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъем­ное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной ко­лонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необхо­димого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек - недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде.

Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем подни­маются в вертикальное положение при помощи специальных уст­ройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном поло­жении на специальном транспортном устройстве. При этом тале­вая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможно­сти из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универ­сальным транспортом.В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются ме­тодом сверху-вниз. Перед началом монтажа на вышечном осно­вании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют.

Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения: 1) Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки. 2)Насосный сарай для размещения буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев. 3) Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудованияинструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5...2 м, длина до 18 м. 4) Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов. 5)Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе - трансформаторные площадки, на двигателях внутрен­него сгорания (ДВС) - площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов и т. п.

Талевая система

В процессе проводки скважины подъемная система выполня­ет различные операции. В одном случае она служит для про­ведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспе­чения высокой эффективно­сти при этих разнообраз­ных работах подъемная си­стема имеет два вида ско­ростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для ос­тальных операций.

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспече­ния минимума затрат вре­мени подъемная система должна обладать способно­стью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также слу­жит для удержания бу­рильной колонны, спущен­ной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система ус­тановки (рис. III.1) пред­ставляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, яв­ляющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и меха­низмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Под­вижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б - через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1 , на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм - крюкоблок.

Буровые лебёдки

Лебедка - основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения следующих опе­раций:спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про­мывки скважины;приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру­мента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой уста­новлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (лен­точный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт уп­равления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобра­зовывает вращательное движение силового привода в поступа­тельное движение талевого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк под­нимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или та­левого блока, крюка и элеватора, когда элеватор опускается вниз за очередной свечой.

Лебедки снабжаются устройствами для подвода мощности при подъеме колонны и тормозными устройствами поглощения освобождающейся энергии при ее спуске. Для повышения к. п. д. во время подъема крюка с ненагруженным элеватором или ко­лонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфта­ми, обеспечивающими плавное включение и минимальную затра­ту времени на эти операции. Во время подъема колонн различ­ного веса скорости в коробках передач переключают периоди­чески. Оперативного управления скоростями коробки не требу­ется.

Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является классифи­кационным параметром.

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешен­ной бурильной колонны или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддер­жания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавли­ваемых на его столе, на элеваторе или клиньях. Роторы также ис­пользуются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных работ. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое коле­со которого насажено на втулку, соединенную со столом. Верти­кальная ось стола расположена по оси скважины.

На рис. V.1 показана схема ротора. Стол 5 имеет отверстие диаметром 250-1260 мм в зависимости от типоразмера ротора. В отверстие стола устанавливают вкладыши 7 и зажимы ведущей трубы 6, через которые передается крутящий момент. Большое коническое колесо 4 передает вращение столу ротора, укреплен­ному

на основной 3 и вспомогательной 2 опорах, смонтированных в корпусе 1, образующем одновременно масляную ванну для смаз­ки передачи и подшипников.

Сверху стол защищен оградой 8. Быстроходный ведущий вал 10 расположен горизонтально на подшипниках 11, воспринимаю­щих радиальные и горизонтальные нагрузки. Вал 10 приводится: во вращение от цепной звездочки 12 или с помощью вилки кар­данного вала, расположенной на конце вала. Ротор снабжен сто­пором 9, при включении которого вращение стола становится не­возможным. Фиксация стола ротора необходима при СПОи бу­рении забойными двигателями для восприятия реактивногомомента.

Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы

Буровые насосы и циркуляционная система выполняют сле­дующие функции:

Нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обес­печения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффектив­ной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на по­верхность;

Подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его наса­док для частичного разрушения породы и очистки забоя от вы­буренных частиц;

Подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

На рис. VII. 1 показаны схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элемен­тах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м при бу­рении роторным способом.

В процессе бурения в большинстве случаев раствор цирку­лирует по замкнутому контуру. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, кото­рые подают его в буровые насосы /. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бу­рильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

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

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

Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого дав­ления, по которому раствор подается от насосов / к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Напор­ная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом пре­дусматривается система обогрева трубопроводов.

Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, задвижками и емкостями для хранения раствора.

Вертлюги

Вертлюг - промежуточное звено между поступательно пере­мещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замко­вой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом верт­люга. Для обеспечения подачи бурового раствора или газа пере­мещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к отво­ду вертлюга, а второй к стояку.

В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающего­ся при нагреве в процессе работы. Это устройство не пропуска­ет масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном по­ложении.

Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бу­рового раствора, массой и габаритными размерами. Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров. Кор­пус вертлюга выполняется обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.

Силовые приводы буровых установок

Приводом буровой установки называется совокупность дви­гателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механи­ческую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию - насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характери­зует основные его потребительские и технические свойства и яв­ляется классификационным (главным) параметром.

В зависимости от используемого первичного источника энер­гии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энер­госнабжения, с питанием от промышленных электрических се­тей. К автономнымприводам относятся двигатели внут­реннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономнымприводам отно­сятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока.

В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и ком­бинированный или смешанный.

Индивидуальный привод - каждый исполнительный меха­низм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвига­телей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его ис­пользовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при мон­таже.

Групповой привод - несколько двигателей соединены сум­мирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сго­рания.

Комбинированный привод - использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характери­стикам исполнительных механизмов.

Потребителями энергии буровой установки являются:

в процессе бурения - буровые насосы, ротор (при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;

при спуске и подъеме колонны труб - лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.

Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы осталь­ных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляе­мая вспомогательными устройствами, не превышает 10-15% мощности, потребляемой главным оборудованием.

Гибкость характеристики - способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вра­щения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости, диапазона регу­лирования частоты вращения валов силового привода и прие­мистости двигателя.

Коэффициент гибкости характеристики определяется отно­шением изменения частоты вращения к вызванному им откло­нению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обрат­но пропорционален коэффициенту перегрузки.

Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двига­тель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и из­меняют частоту вращения.

Приспособляемость - свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вращения в зависимости от момен­та сопротивления. Собственная приспособляе­мость - свойство двигателя приспособляться к внешней на­грузке. Искусственная приспособляемость - свой­ство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.

Оборудование для герметизации устья скважины

В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудова­ние для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при АВПД. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превенторов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли.

Для герметизации устья скважины используют три вида превенторов: плашечные - глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в сква­жине находится колонна труб; универсальные - для пере­крытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба; вра­щающиеся - для уплотнения устья скважины с вращающей­ся в ней трубой или ведущей трубой. Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.

Плашечные превенторы

Превентор (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на што­ке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии от­верстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева на­право.

Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть от­верстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем са­мым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, на­ходящаяся в полости £, выжимается в систему управления.

Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 - проклад­кой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присоединяется универсаль­ный превентор.

Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управ­лением должен иметь две линии управления: одну для управ­ления фиксацией положения плашек, вторую для их перемеще­ния. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний пре­вентор оборудуется плашками со срезающими ножами для пе­ререзания находящейся в скважине колонны труб.

Универсальные превенторы

Универсальный превентор предназначен для повышения на­дежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент - мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении--сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (веду­щую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резино­вого уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универ­сальных превенторов дает возможность вращать и расхажи­вать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непо­средственного воздействия гидравлического усилия на уплот­няющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плун­жер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотни­тель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плун­жера.

При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отвер­стие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и об­жимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к цент­ру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплот­нения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в сква­жине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отвер­стие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жид­кость из камеры А в сливную линию.

Вращающиеся превенторы

Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую тру­бу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газо­образным агентом, с равновес­ной системой гидростатическо­го давления на пласт, опробо­вать пласты в процессе газо­проявлений.

II . Технологическая часть

1. Бурение нефтяных и газовых скважин

Ознакомление с приёмами ручной подачи долота, бурение с помощью регулятора подачи долота, обучение бурению ротором.

Когда долото подаётся на забой, на него необходимо создать определённую нагрузку. Эта операция выполняется с пульта бурильщика. Бурильщик при помощи так называемой кочерги осуществляет спуск инструмента, а затем постепенно, очень медленно разгружает вес с крюка на долото. Нагрузка на талевый канат определяется по индикатору веса. На индикаторе цена деления может быть различна. При подвешенной талевой системе, но ненагруженном крюке индикатор веса покажет значение, соответствующее весу талевой системы.

Нагрузка на долото должна быть равна не более 75% веса колонны УБТ. Например, имеется компоновка: 100 м УБТ и 1000 м бурильных труб. Пусть вес колонны УБТ составляет 150 кН, а вес колонны БТ – 300 кН. Суммарный вес БК в этом случае будет составлять 450 кН. Необходимо подать на забой приблизительно 2/3 веса УБТ, т.е. в данном случае 100 кН. Для этого колонна плавно опускается на 9 м (длина наращиваемой трубы) до забоя. Момент контакта долота с забоем определяется по индикатору веса: стрелка показывает уменьшение веса на крюке. После этого необходимо очень медленно растормаживать лебёдку и постепенно нагружать долото до тех пор, пока стрелка на индикаторе веса не покажет 35 т. Для более точного определения веса колонны служит вернер, т.к. на индикаторе массы не всегда может быть заметно колебание стрелки. Он показывает, сколько делений прошла стрелка на индикаторе веса, т.е. 3 деления вернера равны 1 делению индикатора массы.

Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъёмных операциях и вспомогательных работах.

Ротор - это редуктор передающий вращение вертикально подвешенной колонне от горизонтального вала трансмиссии. Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может цепное колесо или полумуфта карданного вала. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия неактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопор­ным механизмом.При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку ско­рость вращения ротора изменяют при помощи передаточных меха­низмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не свя­зывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при ротор­ном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с ле­бедкой, привод к ротору.

В проходное отверстие ротора вставляются 2 вкладыша. Затем в зависимости от диаметра труб на ротор ставятся соответствующие клинья, которые присоединяются к четырём параллелям. Параллели в свою очередь приводятся в движение при помощи ПКР (пневматические клинья ротора), которые крепятся с противоположной стороны от вала ротора. При помощи педали, которая находится на пульте, бурильщик поднимает, либо опускает клинья.

Когда начинается бурение, клинья снимают с ротора, освобождая тем самым квадратное отверстие вкладышей. Затем в этом отверстии фиксируется так называемый кельбуш – подвижно закреплённая на ведущей трубе гайка, которая двигается по ней вверх-вниз. Дальше с помощью трансмиссии задаются необходимые обороты ротора, и он приводится во вращение с пульта бурильщика.

Ознакомление с методикой рациональной отработки долот.

Чтобы рационально отработать долото, необходимо выполнить норму по проходке. По мере углубления забоя породоразрушающий инструмент изнашивается, и для того, чтобы износ не произошёл раньше времени, необходимо соблюдать режим бурения.

Режим бурения включает в себя обороты ротора или забойного двигателя, нагрузку на долото и давление в насосах (на стояке). Так, для правильной отработки долота нагрузка на него должна составлять на более 75 % веса колонны УБТ. Перегрузка долота может обернуться его преждевременным износом или сломом шарошки, а недогрузка – падением проходки. Обороты ротора и давление на стояке задаются по геолого-техническому наряду.

Для рациональной отработки долота необходимо подавать его на забой без вращения и только после контакта с забоем включать обороты. Но прежде, чем начать бурение, необходимо «обкатать» долото в течение 30-40 минут для того, чтобы оно приработалось. При этом нагрузка на долото должна быть небольшой – порядка 3-5 т. При бурении турбобуром или винтовым забойным двигателем долото подаётся на забой уже во вращении. В этом случае можно либо становить промывку и спустить долото до забоя, либо без остановки промывки постепенно нагружать долото до требуемой величины.

Кодирование износа шарошечных долот:

В – износ вооружения (хотя бы одного венца)

В1 – уменьшение высоты зубьев на 0,25 %

В2 – уменьшение высоты зубьев на 0,5 %

В3 – уменьшение высоты зубьев на 0,75 %

В4 – полный износ зубьев

С – скол зубьев в %

П – износ опоры (хотя бы одной шарошки)

П1 – радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот

диаметром меньше 216 мм 0-2 мм; для долот диаметром больше

216 мм 0-4 мм

П2 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот

диаметром меньше 216 мм 2-5 мм; для долот диаметром больше

216 мм 4-8 мм

П3 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот

диаметром меньше 216 мм больше 5 мм; для долот диаметром больше

216 мм больше 8 мм

П4 – разрушение тел качения

К – заклинивание шарошек (их число указывается в скобках)

Д – уменьшение диаметра долота (мм)

А – аварийный износ (число оставленных шарошек и лап указывается в скобках)

АВ (А1) – поломка и оставление вершины шарошки на забое

АШ (А2) – в поломка и оставление шарошки на забое

АС (А3) – оставление лапы на забое

Причины аномального износа шарошечных долот:

1) Большое число сломанных зубьев:

Неправильный выбор долота

Неправильная приработка долота

Чрезмерная частота вращения

Работа по металлу

2) Сильный износ по диаметру:

Большая частота вращения

Сдавливание шарошек в результате спуска в ствол уменьшенного диаметра

3) Эрозия тела шарошки:

Большой расход промывочной жидкости

4) Чрезмерный износ опор:

Отсутствие стабилизатора над долотом или между УБТ

Большая частота вращения

Значительное время механического бурения

5) Закупорка межвенцовых промежутков в шарошках разбуренной породой и твёрдой фазой:

Недостаточный расход ПЖ

Долото предназначено для более твёрдых пород

Спуск долота осуществлён в заполненную шламом призабойную зону

6) Большое число потерянных зубьев:

Эрозия тела шарошки

Значительное время механического бурения

Выполнение основных работ при СПО с помощью специального оборудования

Основным агрегатом при выполнении СПО является буровая лебёдка, которая приводится в действие силовым приводом. Для лучшего использования мощности во вре­мя подъема крюка с переменной по величине нагрузкой привод­ные трансмиссии лебедки или ее привод должны быть многоскоростными. Лебедка должна оперативно переключаться с больших скоростей подъема на малые и обратно, обеспечивая плановые включения с минимальной затратой времени на эти операции. В случаях прихватов и затяжек колонны сила тяги при подъеме должна быть быстро увеличена. Переключение скоростей для подъ­ема колонн различной массы осуществляется периодически.

Для проведения работ по подтаскиванию грузов и свинчиванию-навинчиванию труб при СПО применяются вспомогательные лебёдки и пневмораскрепители.

Пневмораскрепители предназначены для раскрепления замко­вых соединений бурильных труб. Пневмораскрепитель состоит из цилиндра, в котором перемещается поршень со штоком. Цилиндр с обоих концов закрыт крышками, в одной из которых установлено уплотнение штока. На штоке с противоположной стороны от поршня крепится металлический трос, другой конец которого надевается на машинный ключ. Под действием сжатого воздуха поршень перемещается и через трос вращает машинный ключ. Максимальная сила, развиваемая пневматическим цилиндром при давлении сжатого воздуха 0,6 Мпа, равна 50…70 кН. Ход поршня (штока) пневмоцилиндра 740…800 мм.

Комплекс механизмов АСП пред­назначен для механизации и ча­стичной автоматизации спуско­подъемных операций. Он обеспечивает:

• совмещение во времени подъема и спуска колонны труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечей на подсвечник, выноса ее с подсвечника, а также с навинчиванием или свинчиванием свечи колонной бурильных труб;
• механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к центру, а также захват или освобождение колонны бурильных труб автоматическим элеватором.

Механизмы АСП включают в себя: механизм подъёма (подъём и спуск отдельно отвёрнутой свечи); механизм захвата (захват и удержание отвёрнутой свечи во время подъёма, спуска, переноса её от ротора на подсвечник и обратно); механизм расстановки (перемещение свечи от центра скважины и обратно); центратор (удержание верхней части свечи в центре вышки при свинчивании и навинчивании); автоматический элеватор (автоматический захват и освобождение колонны БТ при спуске и подъёме); магазин и подсвечник (удержание в вертикальном положении отвинченных свечей).

В работе комплекса механизмов типа АСП-ЗМ1, АСП-ЗМ4. АСП-ЗМ5 и АСП-ЗМ6 используются ключ АКБ-ЗМ2 и пневмати­ческий клиновой захват БО-700 (кроме АСП-ЗМ6, для которого применяется захват ПКРБО-700).

Подготовка трубы к затаскиванию, установка элеватора на ротор, снятие его с ротора, посадка труб на клинья

Перед тем, как затаскивать трубы на буровую, необходимо произвести визуальный осмотр тела трубы и резьб. Для точного анализа вызывается бригада дефектоскопистов, которые с помощью приборов устанавливают пригодность труб для использования на буровой. Кроме того, нужно по мере надобности зачистить резьбовые соединения труб, а затем смазать их графитовой смазкой или солидолом. После этого трубы доставляются на приёмные мостки.

Во время бурения бурильные трубы одна за одной затаскиваются с мостков к ротору при помощи вспомогательной лебёдки. Затем доставленная труба навинчивается на колонну, и происходит дальнейшее углубление забоя на длину наращенной трубы.

Подъём и спуск бурильных труб в целях замены сработавшегося долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций. Причём к машинам относятся операции подъёма свечи из скважин и порожнего элеватора. Все остальные операции являются машинно – ручными или ручными требующими затрат больших физических усилий. К ним относятся:

· при подъёме: посадка колонны на элеватор; развинчивание резьбового соединения; установка свечи на подсвечник; спуск порожнего элеватора; перенос штропов на загруженный элеватор и подъём колонны на высоту свечи;

· при спуске: вывод свечи из-за пальца и с подсвечника; навинчивание свечи на колонну; спуск колонны в скважину; посадка колонны на элеватор; перенос штропов на свободный элеватор. Устройства для захвата и подвешивания колонн различаются по размерам и грузоподъемности.

Обычно это оборудование вы­пускается для бурильных труб размером 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 мм с номинальной грузоподъемностью 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 т. Для обсадных труб диаметром от 194 до 426 мм приме­няют клинья четырех размеров: 210, 273, 375 и 476 мм, рассчитан­ные на грузоподъемность от 125 до 300 т.

Элеватор служит для захвата и удержания на весу колонны бу­рильных (обсадных) труб при спускоподъемных операциях и дру­гих работах в буровой. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным использованием и материалом для их изготовления. Элеватор при помощи штропов подвешивается к подъемному крюку.

Клинья для бурильных труб используют для подвешивания бу­рильного инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конус­ное отверстие ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спускоподъемным операциям. В последнее время широко приме­няются автоматические клиновые захваты с пневматическим при­водом типа ПКР (в этом случае клинья в ротор вставляются не вручную, а при помощи специального привода, управление кото­рым внесено на пульт бурильщика).

Для спуска тяжелых обсадных колонн применяют клинья с не разъемным корпусом. Их устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Клин состоит из массивного корпуса воспринимающего массу обсадных труб. Внутри корпуса находится плашки предназначенные для захвата обсадных труб и удержания их в подвешенном состоянии. Подъем и опускание плашек осуществляется поворотом рукоятки в ту или другую сторону вокруг клина, что достигается наличием наклонных исправляющих вырезов в корпусе, по которым при помощи рычага перекатываются ролики плашек.

Проверка замковой резьбы, свинчивание БТ с помощью ключей АКБ, докрепление и раскрепление замковых соединений с помощью ключей УМК

В процессе СПО приходится многократно наворачивать и отворачивать трубы. Для упрощения этих операций на буровой находится специальное оборудование. Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб вменяется специальный инструмент. В качестве такого инструмента используют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие - для крепления и открепления резьбовых соединений колонны. Обычно легкие круговые ключи для предварительного свинчивания рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепле­ния резьбовых соединений - на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков.

Для наворота труб вручную используется цепной ключ. Он состоит из рукоятки и цепи с закрепляющим устройством. Для захвата трубы цепь оборачивается вокруг неё и фиксируется на верхней части рукоятки. Работа цепным ключом очень трудоёмкая, поэтому используют другое оборудование.

Автоматический буровой ключ АКБ предназначен для механизированного свинчивания и навинчивания труб. Пульт управления им находится на посте бурильщика и оснащён двумя рычажками: один из них управляет движением самого ключа к ротору и обратно и механизмом захвата трубы, а с помощью другого происходит свинчивание труб. АКБ значительно упрощает процесс СПО.

Операции крепления и открепления резьбовых соединений бу­рильных и обсадных колонн осуществляются двумя машинными ключами УМК; при этом один ключ (задерживающий) - неподвиж­ный, а второй (завинчивающий) - подвижный. Ключи подве­шивают в горизонтальном положении. Для этого у полатей на специальных «пальцах» укрепляют металлические ролики и через них перекидывают стальной тартальный канат или одну прядь талевого каната. Один конец этого каната прикрепляется к под­веске ключа, а другой - к противовесу, уравновешивающему ключ и облегчающему переме­щение ключа вверх или вниз.

При спуске бурильных и утяжеленных бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными и автоматическими ключами, контролируя зазор между соединительными элементами и соблюдая по показаниям моментомера величину допустимого крутящего момента, установленную действующей инструкцией.

Осмотр и обмер БТ и УБТ, установка БТ на подсвечник, наворачивание и отворачивание долот

Перед началом бурения необходимо произвести осмотр всех труб, находящихся на буровой. Особое внимание нужно уделить проверке резьбовых соединений. Резьба на бурильных трубах в процессе эксплуатации изнашивается, поэтому периодически нужно замерять длину резьбы и её диаметр. Делается это с помощью рулетки. Допускаемые отклонения в размерах резьбы составляют 3-4 мм. Для проверки размера труб используются специальные шаблоны. Диаметр каждого шаблона соответствует определённому диаметру труб.

В процессе углубления забоя бурильная колонна постоянно наращивается. Для этого бурильная труба затаскивается с мостков при помощи вспомогательной лебёдки к ротору, цепляется элеватором и затем навинчивается на резьбу посаженной на клинья трубы.

Когда необходимо произвести подъём колонны, трубы отвинчиваются свечами для сокращения времени СПО. В этом случае необходимо поднять верхний конец трубы над столом ротора, посадить её на клинья и закрепить на элеваторе. Затем колонна поднимается на высоту свечи, сажается на клинья, свеча отвинчивается ключом АКБ, заводится верховым и полуверховым рабочим за палец и ставится на подсвечник. После того, как необходимые операции произведены (смена долота, КНБК), происходит спуск колонны свечами до пробуренной глубины.

Наворачивание и отворачивание шарошечного долота производится с помощью поддолотника. Долото вручную либо с помощью вспомогательной лебёдки устанавливается в поддолотник. Внутри него находятся 3 выступа, которые заходят между шарошек. Затем поддолотник ставится на вкладыши ротора, и долото наворачивается на УБТ или на переводник. Лопастное долото устанавливается на ротор при помощи специальной подставки так, чтобы над столом оставалась только одна резьба, и затем навинчивается на трубу.

Промывка скважины

Промывка скважины является основной частью бурения. От правильно подобранной рецептуры раствора зависит то, насколько успешно скважина будет доведена до проектной глубины.

В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых раство­ров.

Наиболее простая технологическая схема (рис. 7.2) вклю­чает емкость для перемешивания компонентов бурового рас­твора 1, оснащенную механическими и гидравлическими перемешивателями 9, гидроэжекторный смеситель 4, оснащен­ный загрузочной воронкой 5 и шиберным затвором 8, центробежный или поршневой насос 2 (обычно один из подпорных насосов) и манифольды.

По этой схеме приготовление раствора осуществляется следующим образом. В емкость 1 заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20-30 м 3) и с помощью насоса 2 по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжекторный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материа­лом транспортируется передвижным подъемником или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную переме­щают к воронке 5. Порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума по­дается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происхо­дит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сли­вается в емкость, где она тщательно перемешивается механи­ческим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулиру­ют шиберной заслонкой 8, а величину вакуума в камере - сменными твердосплавными насадками.

Основной недостаток описанной технологии - слабая ме­ханизация работ, неравномерная подача компонентов в зону смешения, слабый контроль над процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м 3 /ч.

В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления буров растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, ем­кости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее не­благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой Раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных уст­ройств

Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствиезначительного увеличения скоростей бурения, сокращения расходов на регулирование свойств бурового раствора уменьшения степени осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.

В составе циркуляционной системы аппараты должны ус­танавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина - газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) - дегазатор - блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, се­паратор) - блок регулирования содержания и состава твер­дой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе ис­ключают ступени дегазации; при использовании неутяжелен­ного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Иными словами, каждое оборудование предназначено для выполнения вполне определенных функ­ций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения. Следовательно, выбор обору­дования и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины. А чтобы выбор оказался правильным, необходимо знать техно­логические возможности и основные функции оборудования.

КНБК и регулирование режима бурения для борьбы с самопроизвольным искривлением скважины

Технические и технологические причины приводят к самопроизвольному искривлению скважины вследствие того, что они вызывают изгиб нижней части бурильной колонны и перекос оси долота относительно центра скважины. Для исключения этих процессов или снижения вероятности их возникновения необходимо:

1. увеличить жёсткость низа бурильной колонны;

2. исключить зазоры между центраторами и стенкой скважины;

3. снизить нагрузку на долото;

4. в случае бурения забойными двигателями периодически вращать бурильную колонну.

Для выполнения первых двух условий необходима установка не менее двух полноразмерных центраторов: над долотом и на корпусе наддолотной УБТ (или на ЗД). Установка 2-х - 3-х полноразмерных центраторов позволяет увеличить жёсткость КНБК и уменьшить вероятность искривления даже без снижения нагрузки на долото.

В некоторых случаях применяются пилотные компоновки, когда скважина бурится ступенчатым способом: пилот – долото малого диаметра – удлинитель – долото – расширитель – колонна УБТ – колонна БТ. Желательно применять УБТ как можно большего диаметра. Это увеличивает жёсткость КНБК и уменьшает зазоры между трубой и стенкой скважины.

2. Ознакомление с бурением скважин кустами

Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья находятся вблизи друг друга на одной технологической площадке, а забои скважин – в узлах сетки разработки залежи.

В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это объясняется тем, что кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, дорогами, линиями электропередач, трубопроводами.

Особое значение это преимущество приобретает при строительстве и эксплуатации скважин на плодородных землях, в заповедниках, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через несколько десятилетий, на болотистых территориях, усложняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные работы буровых и эксплуатационных объектов. Кустовое бурение также необходимо, когда требуется вскрыть залежи нефти под промышленными и гражданскими сооружениями, под дном рек и озёр, под шельфовой зоной с берега и эстакад. Особое место занимает кустовое строительство скважин на территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, позволившее в труднодоступном, заболоченном и заселённом регионе успешно осуществлять на засыпных островах строительство нефтяных и газовых скважин.

Расположение скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, считаются локальными. В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях. На локальных кустах скважины, как правило, располагают в форме веера во все стороны, что позволяет иметь на кусте максимальное количество скважин.

Буровое и вспомогательное оборудование монтируется таким образом, чтобы при передвижении БУ от одной скважины к другой буровые насосы, приёмные амбары и часть оборудования для очистки, химобработки и приготовления промывочной жидкости оставались стационарными до момента окончания строительства всех (или части) скважин на данном кусте.

Число скважин в кусте может колебаться от 2 до 20-30 и более. Причём, чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, возникает опасность встречи стволов. Поэтому возникает необходимость расчёта необходимого числа скважин в кусте.

В практике кустового бурения основным критерием определения числа скважин в кусте является суммарный дебит скважин и газовый фактор нефти. Эти показатели определяют пожароопасность скважины при открытом фонтанировании и зависят от технического уровня средств пожаротушения.

Зная примерное число скважин в кусте, переходят к построению плана куста. Планом куста называется схематичное изображение горизонтальных проекций стволов всех скважин, бурящихся с данной кустовой площадки. План куста включает схему расположения устьев скважин, очерёдность их бурения, направление движения станка, проектные азимуты и смещения забоев скважин. Задача завершается построением схемы куста.

3. Спуск и цементирование обсадных колонн

После того, как необходимый интервал пород пробурен, необходимо спустить в скважину обсадную колонну. Обсадная колонна служит для укрепления стенок скважины, для изолирования поглощающих пластов и водоносных горизонтов.

Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, безмуфтовых резьбовых или сварных соединениях и спускают в скважину посекционно или в один приём от устья до забоя. В один приём колонна спускается в случае достаточной устойчивости стенок скважины и грузоподъёмности талевой системы. При креплении глубоких скважин должны использоваться безмуфтовые резьбовые или сварные соединения ОК.

Промежуточные ОК бывают нескольких видов:

1) сплошные – перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья независимо от крепления предыдущего интервала;

2) хвостовики – для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием низы предыдущей ОК на некоторую величину;

3) потайные колонны – специальные ПОК, служащие только для перекрытия интервала осложнения и не имеющие связи с предыдущими колоннами.

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками возникли, во-первых, как практическое решение проблемы спуска тяжёлых обсадных колонн и, во-вторых, как решение задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметров обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов.

Для успешного проведения цементирования и для более эффективного спуска ОК используется технологическая оснастка. Оснастка включает в себя следующие устройства: головки цементировочные, пробки цементировочные разделительные, клапаны обратные, башмаки колонные, направляющие насадки, центраторы, скребки, турбулизаторы, башмачные патрубки длиной 1,2-1,5 м с отверстиями диаметром 20-30 мм по спирали, заколонные гидравлические пакеры типа ПДМ, муфты ступенчатого цементирования и др.

· ЦЕМЕНТИРОВОЧНАЯ ГОЛОВКА

Головки цементировочные предназначены для создания гер­метичного соединения обсадной колонны с нагнетательными лини­ями цементировочных агрегатов. Высота цементировочных головок должна позволять размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колонны.

· РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫЕ ПРОБКИ

Продавочные пробки предназна­чены для разделения тампонажного раствора от продавочной жидкости при его продавливании в затрубное пространство скважин.Имеются модификации пробок, у которых в верхней части корпуса на внутренней поверхности сделана резьба для заглушки, без которой эти пробки могут использоваться как секционные.Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачиванием тампонажного раствора, чтобы предотвратить его смешивание с буровым раствором, а верхнюю пробку - после закачивания всего объема тампонажного раствора. Центральный канал в нижней пробке перекрыт резиновой диафрагмой, котораяразрывается при посадке на "стоп-кольцо" и открывает канал для продавливания цементного раствора.

· ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, а также для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного про­странства и упора разделительной цементировочной пробки. Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной колон ной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину Шар, проходя через разрезные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положениеПри спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара последний сбрасывают в колонну перед соединением бурильных труб с секцией. В этом случае самозаполнение колонны жидкостью исключается и при спуске колонны необходимо доливать в нее буровой раствор в соответствие с требованиями плана работ. Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию "стоп-кольца" для остановки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется.

· КОЛОННЫЕ БАШМАКИ

Башмаки колонные используются для обору­дования низа обсадных колонн из труб диаметром 114-508 мм и предназначены для направления колонн по стволу скважины и защиты их от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин при температуре на забое до 250 °С.

· ЦЕНТРАТОРЫ

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, они облегчают спуск обсадной колонны за счет снижения сил трения между колонной и стенками скважины, способствуют увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет цент­рирования их верхних концов в скважине.

СКРЕБКИ

Скребки используются для разрушения глинистой корки на стен­ках скважины с целью улучшения сцепления тампонажного раствора с породой, особенно при цементировании скважин с расхаживанием.

Во время спуска ОК может возникнуть необходимость промывки скважины. В этом случае на ведущую трубу наворачивается промывочный переводник с замковой резьбой сверху и с трапецеидальной резьбой снизу. Затем, когда необходимые операции завершены, на обсадную колонну наворачивается цементировочная головка.

После спуска ОК в скважине ещё остаётся буровой раствор. Для его удаления из ствола используется буферная жидкость. Она закачивается через цементировочную головку. Затем в колонну закачивается расчётное количество цемента. После этого во внутритрубное пространство подаётся продавочная жидкость для того, чтобы цемент поднялся на проектную высоту. Одновременно пробка снимается с фиксатора и увлекается вниз продавочной жидкостью. Посадка пробки на стоп-кольцо обратного клапана, вызывающая скачок давления на насосе, сигнализирует об окончании процесса цементирования.

Продолжительность затвердения цементных растворов для кон­дукторов устанавливается 16 ч, а для промежуточных и эксплуата­ционных колонн - 24 ч. Продолжительность затвердения различ­ных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) ус­танавливается в зависимости от данных их предварительного ис­пытания с учетом температуры в стволе скважины.

Процесс цементирования скважин осуществляется ком­плексом специального оборудования, которое расстанавлива­ется в соответствии с заранее разработанной схемой.

Цементировочные агрегаты предназначены, для нагнетания тампонажного раствора и продавочной жидкости в скважину, а также для подачи затворяющей жидкости в смесительное устройство при приготовлении раствора. Кроме того, они используются для промывки и продавки песчаных пробок, опрессовки труб, колонны, манифольдов, гидравлического перемешивания раствора и т.д.

Цементно-смесительные машины предназначены для при­готовления цементных растворов при цементировании сква­жин, различных тампонирующих смесей; они могут быть ис­пользованы для приготовления из глинопорошков нормаль­ных и утяжеленных буровых растворов.

В соответствии с назначением и характером работы сме­сительные машины монтируются на автомобилях или авто­прицепах.Основными узлами смесительных машин являются бункер, погрузочно-разгрузочный механизм и смесительное устрой­ство для приготовления растворов.

4. Вскрытие и опробование нефтяных горизонтов

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по нескольким причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование. Попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности. Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым, перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонныв интервале пласта перфораторами. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин:

1) Пулевая перфорация

Пулевая перфорация скважин заключается в спуске в скважину на кабель-канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне иих расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов.

2) Торпедная перфорация

Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда и в перфораторе применены горизонтальные стволы.

3) Кумулятивная перфорация

Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора зарядов со скоростью 6...8 км/с под давлением 20…30 ГПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда - до 50 г.

4) Гидропескоструйная перфорация

При использовании гидропескоструйной перфорации происходит образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смесью, истекающей со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел под давлением 15...30 МПа.

Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта и оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Приток может вызываться методом замены в стволе скважины жидкости большей плотности жидкостью меньшей плотности. При этом давление, оказываемое столбом жидкости на пласт, уменьшается, и тем самым вызывается приток нефти из скважины. Этот способ прост и экономичен, но эффективен при слабой засорённости пласта.

Если замещение раствора водой не приносит результатов, то приток вызывают с помощью компрессора. В ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости от башмака насосно-компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин. В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола. С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны насосно-компрессорных труб устанавливают пусковые клапана-отверстия, через которые сжатый воздух при движении по трубному пространству попадает в КЗП и начинает поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ.

Приток может вызываться также методом свабирования. Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление значительную величину.

Когда в скважину ещё не спущены НКТ, то приток может вызываться методом имплозии. Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая, таким образом, пониженное давление на пласт. Подобный эффект может быть достигнут, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта. Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

5. Аварийные работы в скважине

Для проведения аварийных работ используется ловильный инструмент. Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы:

a) Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя;

b) Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя;

c) Прочий инструмент.

Рассмотрим некоторые разновидности ловильного инструмента.

Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или за муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз, и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.

Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу.

Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся.

Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.

Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.

Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю резьбу трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена.

Колокол предназначен для ловли трубы за внешнюю резьбу. Колокол представляет собой патрубок, на внутренней поверхности которого нарезана замковая резьба. Длина резьбы составляет примерно 35 см.

6. Ликвидация ГНВП и выбросов

Существует два метода:

метод уравновешенного пластового давления

При ликвидации проявления первым методом забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения.

Существует четыре способа осуществления этого метода:

1) способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и глушения
начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения
условия – Р заб > Р пласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие
давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления
необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления
раствора на буровой.

2) Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают
скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и
требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в
бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии
пачки флюида. Недостатком этого метода является необходимость правильного
регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не
превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного
инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Преимущество этого способа
над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой
плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные
давления, так как когда газ еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал
заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно,
газовая пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью.

3) Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится
вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление.
Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для
глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину
утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно
безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в
скважине.

4) Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением
ведут вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на которомполучили проявление. После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей.

метод ступенчатого глушения скважины:

К использованию этого метода прибегают тогда, когда при использование предыдущих методов возникают давления, превышающие допускаемые давления на устье.

Список литературы

1. Коршак А.А. Шаммазов А.М./Основы нефтегазового дела

2. Нефтепромысловое оборудование. Справочник.

3. Ильский А.Л. Шмидт А.П./Буровые машины и механизмы

4. Попов А.Н. Спивак А.И./Технология бурения нефтяных и газовых скважин