Авария на скважине


Виды аварий при бурении скважины и их причины

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов.

Основные виды аварий и их причины

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб, падение бурильного инструмента и других предметов в скважину.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

  • 1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.
  • 2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.
  • 3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.
  • 4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.
  • 5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.
  • 6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.
  • 7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.
  • 8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.
  • 9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое.

Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот.

Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью. Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор.

vuzlit.ru

Аварии на скважине

Аварии на скважине можно разделить на два вида:

1.      Аварии, происходящие в процессе создания скважины.

2.      Аварии, возникающие в процессе эксплуатации скважины.

Рассмотрим каждый из этих видов подробнее.

Аварии, возникающие в процессе создания скважины

1.      Обрыв бурового инструмента. Точнее можно сказать обрыв колонны буровых штанг. Основная причина такой аварии  – низкое качество инструмента. Он попросту не выдерживает более-менее серьезных нагрузок и одна из буровых штанг просто обламывается по сварному шву. В этом случае, чтобы извлечь буровой инструмент из скважины применяют специальный ловильный инструмент – метчик ловильный и колокол ловильный. В особо сложных случаях изготавливают специальный инструмент, спроектированный для конкретных условий.

2.      Прихват бурового инструмента, а также  обвал стенок необсаженой скважины при попадании на плывун. «Плывун» – это слой грунта с большой подвижностью. При попадании в него бурового инструмента, он словно обволакивает его. Нагрузка на инструмент резко возрастает и его клинит или, по-другому, прихватывает. Естественно, сформировать стенки скважины в таком плывуне тоже не получится. Единственный способ пройти плывун – это обсаживание трубами, а затем выборка из них грунта.

3.      Выброс обсадной трубы из скважины. Физика этого явления следующая. Затрубное пространство для герметизации заполняется бурильным раствором с довольно высокой плотностью. И если при пробной откачке еще и полностью откачать из скважины воду, то пустая обсадная колонна может просто «всплыть», а точнее даже выстрелить. Ведь значение выталкивающей силы порой равно 300-400 кг.  Поэтому при первичной откачке устье скважины зажимают в специальный трубный захват, прикрепленный к раме буровой установки.

Аварии, возникающие в процессе эксплуатации скважины        

1.      Сдавливание внутрипластовым давлением обсадных труб. В принципе, эта авария может произойти, как при эксплуатации скважины, так еще и при ее создании. Основная причина – некачественные обсадные трубы или применение труб, неподходящих для данных геологических условий. Например, использование пластиковых труб при «плывуне» или в глубоких скважинах.

2.      Застревание насоса в скважине.  Причин может быть несколько.  И сдавливание труб обсадной колонны, и заиливание насоса, и запутывание электрического кабеля. Мы уже писали об этой аварийной ситуации в статье «Как вытащить насос из скважины». Здесь лишь скажем, что, как правило, самому извлечь насос получается редко и приходится прибегать к помощи профессионалов. Стоит такая услуга 7-10 тыс. рублей. И далеко не всегда извлекаемый насос в дальнейшем пригоден к работе.  Но извлекать его все равно надо, ведь в противном случае придется бурить новую скважину. А это стоит намного дороже. 

aquabur.ru

Причины возникновения и развития аварий

Аварии происходят из-за поломки, оставления или падения в скважину элементов обсадных или бурильных колонн, из-за неудачного цементирования обсадных колонн, прихвата, открытого фонтанирования и падения в скважину различных предметов.

Нарушение непрерывности технологического процесса бурения скважины при соблюдении технического проекта и правил ведения буровых работ, вызванные явлениями горно-геологического характера, такие как поглощение, нефтегазопроявление, выбросы, осыпи, обвалы, искривление ствола и другие, а также последствия стихийных бедствий в отличие от аварии называют осложнениями.

В зависимости от характера возникновения аварий выделяют следующие группы (рисунок 3).

Рисунок 3 - Группы аварий по характеру возникновения.

Прихваты - одна из самых распространенных, сложных и трудоемких групп аварий при бурении в филиале «Baroid». Прихватом называется авария в скважине, характеризующаяся частичным или полным прекращением движения бурового инструмента, обсадных труб или геофизических приборов.

Случаются прихваты шламом, прихваты горными породами, прихваты предметами (ключи, гайки), упавшими в скважину.

Прихват колонны труб -- это самый многочисленный и тяжелый вид аварии. С ростом глубины скважин и давлений как гидростатического, так и пластовых во вскрываемых горизонтах, возрастает и потенциальная опасность прихвата при бурении скважины.

О влиянии сложности бурения при проводке глубоких скважин свидетельствует следующее. Если на 1 000 м проходки на месторождении при бурении в интервале 0 - 2 000 м приходится лишь 0,033 аварии с прихватом инструмента, то при бурении на глубинах более 2 000 м эта цифра составляет 0,184. Следовательно, количество прихватов на 1 000 м проходки при бурении свыше 2 000м в 5,6 раз больше чем до 2 000м. Время на ликвидацию аварии тоже резко увеличивается с ростом глубины. На устранение прихватов затрачивается до 60 - 80 % непроизводительного времени в цикле сооружения скважины.

К падению в скважину посторонних предметов относится падение ключей, роторных клиньев, кувалд и других ручных инструментов и приспособлений, с помощью которых проводились работы над устьем скважины.

В общем календарном времени на строительство скважины аварийное время составляет от 2 до 8 % (в это время входит время на ликвидацию аварий и время ремонта оборудования буровой установки). В среднем затраты времени на ликвидацию аварий при бурении разведочных скважин составляют 5,5 %, а эксплуатационных -- 4 % о всего календарного времени бурения.

Анализ риска является, по существу, ключевым элементом системы управления ПБ. Это важная инженерная мера, с помощью которой можно усовершенствовать указанную систему и добиться снижения аварийности и травматизма.

Таблица 2 -анализ опасных и вредных производственных факторов.

Опасные и вредные факторы

Источник

Возможные причины

Основные параметры

t cуществования опасности

Возможные последствия

1

2

3

4

5

6

Обустройство месторождения

Движущиеся машины и механизмы

Спец. техника (ПНА)

Екин. при контролируемом и неконтролируемом движении

V = 20 м/с

М = 20 т

8 часов

  • - защемление или раздавливание;
  • - порезы;
  • - отрезание или разрубание;
  • - захват или наматывание;
  • - затягивание или задерживание;
  • - попадание под удар

Эксплуатация месторождения

Разрушающиеся конструкции

Фонтанная арматура

Епот. жидкости, находящейся под давлением

Р = 1,5 МПа

Постоянно

-травмирование выбросом жидкости под высоким давлением

Повышенный уровень шума на рабочем месте

Работа дизеля и спец. техники

Неточность исполнения элементов, большие массы рабочих элементов

L = 75 - 100 дБ

Постоянно

  • -продолжительные повреждения слуха (потерю остроты слуха);
  • - звон в ушах;
  • - утомляемость, стресс;
  • - ослабление внимания;
  • - создание помех речевым сообщениям, звуковым сигналам
Page 2

В нефтяной и газовой промышленности наиболее сложными и опасными являются аварии с открытыми фонтанами при строительстве и эксплуатации скважин. В результате этих аварий наносится огромный материальный ущерб. Начавшаяся в виде проявлений аварийная ситуация может перейти в открытый фонтан с возгоранием, уничтожением скважины, гибелью людей.

Главным условием возникновения ГНВП является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.

Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:

Рисунок 4 - Причины возникновения газонефтеводопроявлений

Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивает опасность возникновения ГНВП, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Степень риска аварий при строительстве скважин на месторождениях сибири определяется сложностью геокриологического и геологического строения разбуриваемых пород и связана с:

  • - наличием в разрезе мощной толщи (до 250 - 300 м) мерзлых пород с температурой на глубине нейтрального слоя до минус 7 0С и объемной льдистостью до 60 %;
  • - наличием пластов и залежей углеводородов с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД), залегающих на крайне небольших глубинах (КАВПД от 1,0 до 1,3) как в газообразном, так и в газогидратном состоянии.

Риск возникновения аварий при бурении в интервале ММП определяется тепловым и эрозионным воздействием промывочной жидкости на мерзлые породы; при эксплуатации скважины - тепловым воздействием добываемого флюида (растепление ММП).

Сценарий развития аварийной ситуации связан со смятием крепи скважины давлением обратного промерзания водосодержащих сред, потерей поперечной или продольной устойчивости крепи скважины; также с возможностью газопроявлений за счет вскрытия газообразований в интервале ММП.

Сценарий развития аварийной ситуации от техногенного воздействия на массив мерзлых пород представлен в виде дерева событий на рисунке 4.

Рисунок 5 - Сценарий развития аварийной ситуации

Наиболее сложными и опасными являются аварии с открытым выбросом пластовых флюидов при строительстве и эксплуатации скважин. Начавшаяся в виде проявлений аварийная ситуация может перейти в открытый фонтан с уничтожением оборудования, скважины, гибели людей.

Количественная оценка безопасности бурения скважин связана с определением степени риска.

Под степенью риска понимается вероятность возникновения открытого фонтана, полученная на стадии проектирования и строительства.

Степень риска рассчитывается по «Методике определения степени риска при проектировании и строительстве нефтяных и газовых скважин», утвержденной Госгортехнадзором РФ от 26.12.1996 г., а также РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов».

Метод основан на построении логико-вероятностной расчетной схемы, графическая интерпретация которой, соответствует дереву, в вершине которого лежит нежелательное (головное) событие.

Вероятность такого события необходимо определить, зная вероятности базовых событий. В качестве нежелательного события обычно выбирается событие, имеющее наибольшую опасность для окружающей среды. Таким событием является открытый фонтан.

На предварительном этапе определения степени риска проводиться идентификация опасностей. В процессе ее проведения определяются причины водопроявлений, выбросов и открытых фонтанов.

Основной задачей идентификации является выявление (на основе информации о данном объекте, результатов экспертизы и опытов работы подобных систем) и четкое описание всех присущих системе опасностей. Обработка факторных вероятностей дает итоговую вероятность возникновения аварийной ситуации, что соответствует 1 аварии на 9 скважин в год.

Риск возникновения аварии может быть связан как со снижением плотности промывочной жидкости (снижение противодавления на пласт), так и с увеличением ее плотности (поглощение раствора в поглощающий пласт с последующим газопроявлением), то есть ниже или выше расчетной.

Факторами, сопутствующими перерастанию ГНВП в открытый фонтан, являются (рисунок 6).

Рисунок 6 - Факторы, сопутствующие перерастанию газопроявления в открытый фонтан

Сценарий развития аварийной ситуации при газопроявлении и открытом фонтанировании представлены в виде дерева событий на рисунке 7.

Главная опасность, которую необходимо учитывать на этапе проектирования бурения скважин и их строительства, является открытый фонтан.

Можно выделить три группы факторов, приводящих к возникновению открытого фонтана:

Первая группа - факторы, характеризующие состояние оборудования;

Вторая группа - факторы, связанные с неправильными действиями буровой бригады при строительстве скважин;

Третья группа - факторы, связанные с поведением пласта (водопроявлениями).

Рисунок 7 - Сценарий развития аварийной ситуации

Система обеспечения безопасности ситуации возникновения открытого фонтана построена такими образом, что последняя возможна только при совместном наступлении всех трех событий, характеризующихся указанными тремя группами факторов.

Особо опасные работы при бурении и освоении скважин представлены на рисунке 5:

Рисунок 8 - Особо - опасные работы при бурении и освоении скважин

vuzlit.ru

Добыча нефти и газа

  Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов.

      4.2. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ АВАРИЙ И ИХ ПРИЧИНЫ.

      Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб, падение бурильного инструмента и других предметов в скважину.

      В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

      1.  Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

      2.  При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

      3.  Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного  обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

      4.  При  образовании сальников на долоте  в процессе  бурения  или во время

спуска и подъема бурильного инструмента.

      5.  Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах,  заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части  ствола из-за сработки по диаметру

 предыдущего долота.

      6.  В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции  бурового раствора.

      7.  При неполной циркуляции бурового  раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

      8.  При преждевременном схватывании цементного  раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

      9.  При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

      Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание  шарошек возникает вследствие  прекращения вращения шарошек на  забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот.

      Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины.

      Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

      Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор.

      4.3.  МЕРЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АВАРИЙ:

      4.3.1. С БУРИЛЬНЫМ ИНСТРУМЕНТОМ.

      Для предупреждения прихватов необходимо:

      1.  применять высококачественные  глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

      2.  обеспечивать максимально возможную  скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

      3.  обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

      4.  регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

      5.  утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

      6.  следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора;

      7.  при вынужденных остановках необходимо;

       (а)   через каждые 3-5 мин. расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

    (b)   при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор бурильную колонну периодически расхаживать;  при его отсутствии  бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

    (с)   в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного, механизма следует немедленно установить аварийные болты  расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;     8.  для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствор следует систематически применять профилактические добавки

      Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

     1.  организация учета и отработка бурильных труб в  строгом соответствии с инструкцией;

     2.  технически правильный монтаж труб и замков,  обеспечиваемый  предварительным осмотром и обмером;

     3.  организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра,  проверки основных размеров и гидравлического испытания;

     4.  обязательное крепление всех замковых, соединений машинными;

     5.  использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;

     6.  бесперебойное снабжение буровых специальными  смазками.

      Для предотвращения открытия элеватора  при  спуске бурильной  колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

      4.3.2. С ДОЛОТАМИ.

      Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой  долот, необходимо:

      1.  перед спуском долота в скважину проверить его  диаметр, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы  лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;

      2.  бурить в  соответствии с  указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;

      3.  поднятое  из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

      Рекомендуется  периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.

      4.3.3. С ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ.

      Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта - на буровой. Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении, скважин. Одна  из основных причин этих аварий  совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. С последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно  в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.

Page 2

Скважину бурят при помощи буровой установки, представляющей собой комплекс агрегатов, механизмов и сооружений, расположенных на поверхности.

      В комплект буровой установки входят:  вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб, оборудование для спуска и подъема инструмента,оборудование  для подачи и вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной жидкости, силовой привод, механизмы для приготовления и очистки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации спуско-подъемных операций, контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. В комплект буровой установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.

      Различные условия и цели бурения при наличии большого разнообразия глубин конструкций скважин не могут быть удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому ГОСТом предусматривается ряд буровых установок. Буровые установки классифицируются по допустимой нагрузке на крюке.

      Стандартом предусматривается также ряд других параметров  буровых установок, в том числе мощность привода основных механизмов, номинальные длины свечей, высотные отметки оснований и некоторые другие показатели.

      Буровую установку для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, которую не должен превышать вес (в  воздухе) наиболее тяжелой обсадной колонны.

БУРОВАЯ ВЫШКА И ОСНОВАНИЕ

      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.

      Буровые вышки различаются по грузоподъемности, высоте и конструкции.  Для бурения скважин до 4000 м используют вышки высотой 41 м, скважин  глубиной более 4000 м - вышки высотой 53 м и более (60-70 м).

      По конструкции вышки подразделяются на два типа:  башенные и мачтовые. Башенные вышки - это такие вышки, у которых нагрузка передается на четыре опоры. В вышках, мачтового типа нагрузка передается на одну или две опоры.

      В отечественном бурении достаточно широко используют 41-метровые вышки башенного типа. Это четырехгранная усеченная пирамида, состоящая из 10 панелей высотой 4 м каждая. Нижнее основание вышки имеет размер 8x8 м, а верхнее 2x2 м.Ноги вышки в нижней части имеют опорные плиты, за эти плиты вышка с помощью болтов крепится к фундаменту. К  верхним  торцам ног привариваются специальные столики для установки и крепления  подкронблочных балок, на которые устанавливается кронблок. В зависимости от длины используемых свечей вокруг вышки устанавливается  балкон (полати). Во время  спуско-подъемных операций на балконе работает верховой рабочий (помощник бурильщика).  Он устанавливает поднимаемые из скважин свечи за палец либо подает их из-за пальца при спуске в скважину. При использовании 41-метровой вышки балкон устанавливают на высоте 22,5 м от пола, так как бурят с применением 24-25-м свечей.

      Очень широко применяют вышки мачтового типа (А-образные вышки). Вышки А-образные секционные мачтового  типа представляют собой А-образную  металлическую конструкцию,  состоящую из двух-, трех- или четырехгранных ног и двух подкосов. Вверху ноги соединяются между собой подкронблочной рамой, на которой монтируется кронблок. Внизу ноги вышки крепятся в опорах вышечного основания. Для предохранения от случайного падения свечей бурильных труб на вышке устанавливаются предохранительные  пояса. Вышки А-образного типа по сравнению с вышками башенного типа имеют ряд преимуществ: на  их изготовление тратится меньше - металла, они имеют меньшее число деталей, облегчается их монтаж и демонтаж, улучшаются условия работы по затаскиванию труб в буровую и выбросу их на мостки из буровой, а также обзорность в буровой.

      Одновременно с монтажом буровой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К привышечным относятся следующие сооружения.

      1.  Редукторный (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к фонарю вышки со стороны  ее задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки.

      2.  Насосный сарай для размещения  и укрытия буровых насосов и силового оборудования. Насосный сарай строят или  в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, или в стороне от вышки. В первом случае размеры сарая 5x15 м, во втором - 9x14 м, высота сарая 4,5-5 м.

      Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом,  камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой пленкой.

      Использование некоторых буровых установок требует совмещения редукторного и насосного сараев.

     3.  Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных, обсадных и других труб и для 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 от выбуренной по-роды, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов.

      5.  Ряд вспомогательных  сооружений: при бурении на электроприводе - трансформаторные площадки, при бурении на ДВС - площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов, и т.п.

      6.  Соцкультобъекты: культбудка, столовая, вагоны-общежития и т. п.

 БУРОВЫЕ ЛЕБЕДКИ

      Буровую лебедку применяют для спуска и подъема бурильной колонны, спуска обсадных колонн, удержания на весу неподвижной бурильной колонны или медленного ее опускания (подачи) в процессе бурения. Кроме того, в ряде случаев, буровая лебедка используется для передачи мощности  от двигателя к ротору, свинчивания и развинчивания труб, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ. Лебедка является одним из основных агрегатов буровой установки.

      При подъеме крюка мощность подводится к лебедке от двигателей, а при спуске,наоборот, тормозные устройства должны  преобразовывать всю освободившуюся энергию в теплоту.

      Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой установлены на подшипниках качения  подъемные и трансмиссионные (один или два) валы, ленточный и гидравлический или электрический тормоза и пульт управления. Кроме того, на некоторых лебедках монтируются коробки  перемены передач,  позволяющие сократить число валов лебедки.

      Буровые лебедки оборудуются  двумя видами тормозов: ленточными и гидравлическими или электрическими. Ленточные тормоза служат для удержания колонны труб на весу, регулирования скорости  спуска и полного торможения в конце спуска, а также для подачи долота в процессе бурения, если бурят без автомата подачи. Буровые лебедки  обычно снабжаются двухленточными тормозами с ручным и  пневматическим управлением

 ТАЛЕВАЯ СИСТЕМА

      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 крепится неподвижно. Другой конец, называемый ходовым (ведущим), крепится к барабану лебедки.

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

      Оснастка талевой системы. По мере углубления скважины вес груза, который приходится поднимать или спускать, беспрерывно увеличивается. Так как двигатель для лебедки подбирается исходя из условий подъема или спуска груза максимального веса, то совершенно очевидно, что в процессе бурения скважины он используется неэффективно. Полная мощность его используется только при достижении проектной глубины скважины и то лишь при подъеме первых свечей. Поэтому стремятся подобрать такой полиспастовый механизм, который потребовал бы меньшей мощности. Это достигается применением различных оснасток талевой системы: 2x3; 3x4; 5x6; 6x7.

      Буровые крюки и крюкоблоки. Буровые крюки изготовляют в  виде отдельных крюков или крюков, соединенных с талевым блоком (крюкоблоки). Они служат для подвешивания при помощи штропов с элеватором бурильной и обсадной колонн в процессе спуско-подъемных работ, в процессе бурения для подвешивания вертлюга с бурильной колонной, а также для подъема, спуска и подтаскивания грузов при буровых и монтажно-демонтажных работах.

      По конструкции крюки бывают одно-, двух-  и трехрогие. В настоящее время трехрогие крюки почти  полностью вытеснили двурогие  и однорогие крюки. Наличие трех рогов позволяет штропы, подвешенные на боковые рога крюков в начале бурения, не снимать до конца бурения скважины, в результате чего облегчается труд буровой бригады и сокращается время, затрачиваемое на вспомогательные операции.

      По способу изготовления крюки бывают коваными, составными, пластинчатыми и литыми.

 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МЕХАНИЗАЦИИ И АВТОМАТИЗАЦИИ СПО

      Для  производства спуско-подъемных операций буровая бригада должна быть оснащена, во-первых, инструментами для захвата и подвешивания колонны труб (элеваторами, клиновыми захватами и т. п.) и, во-вторых, инструментом для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб (машинные ключи, круглые ключи и т. п.).

      Инструмент для захвата и подвешивания колонны труб. В качестве такого инструмента применяют элеваторы, клинья и спайдеры (элеваторы с плашечными захватами). Устройства для захвата и подвешивания колонн различаются по размерам и грузоподъемности.

      Инструменты для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб.

      В качестве такого инструмента применяют 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 соединении на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков.

      Механические ключи для свинчивания и крепления труб. С целью  облегчения труда и ускорения процесса спуска и подъема широко применяют:

      1.  Стационарные  автоматические ключи типа АКБ, полностью механизирующие все операции по свинчиванию  и развинчиванию, включая крепление и раскрепление резьбовых соединений, а также вспомогательные операции (подвод-отвод ключа, захват и освобождение трубы), что  позволяет ускорить эти работы на 8-10%. Выпускаются автоматические ключи универсальные,  в том числе для свинчивания и крепления обсадных труб - АКБУ.  Автоматические ключи должны оснащаться моментомером;

      2.  Подвесные пневматические ключи  типа ПБК, механизирующие основные операции по свинчиванию бурильных труб. Применение ключей типа ПБК ускоряет эти работы на 3-5 %.

      Основное направление автоматизации спуско-подъемных операции в настоящее время-оснащение буровых установок средствами механизации и управления спуско-подъемом в оптимальном режиме.  Под оптимизацией спуско-подъемных операции понимают минимальные затраты на спуско-подъем с учетом ограничений по технологии проводки скважин.

      На основе создания ряда механизмов для автоматизации и механизации отдельных операций спуско-подъемных работ в нашей стране создан автомат спуско-подъем а (АСП). Эта установка позволяет комплексно механизировать спуско-подъемные операции. Комплекс механизмов АСП обеспечивает:

     1.  совмещение во времени спуска и подъема колонны бурильных труб и ненагруженного элеватора с операциями свинчивания и развинчивания свечей, их установку на подсвечник и вынос к центру  скважины;

     2.  механизацию свинчивания и развинчивания замковых соединений свечей;

     3.  автоматизацию захвата и освобождения колонны бурильных труб элеватором;

     4.  механизацию установки свечей на подсвечник и выноса их к центру скважины;

     5.  механизацию смазки резьбовых соединений свечей.

      Совмещение операций достигается введением в комплект установки специальной талевой системы и механизмов для расстановки свечей. При наличии этих механизмов буровая лебедка лишь поднимает и опускает колонну труб и порожний элеватор, все операции с отвинченной свечой производятся механизмами для их расстановки. Это позволяет значительно сократить время на спуско-подъемные операции.

БУРОВЫЕ НАСОСЫ

      Буровые насосы предназначены для подачи под давлением бурового раствора в скважину. Для бурения применяются только горизонтальные,  приводные, поршневые насосы. Используются двух- и трехцилиндровые буровые насосы.

      Нагнетательный трубопровод предназначен для подачи бурового раствора от насоса к напорному буровому рукаву. Нагнетательный трубопровод состоит из горизонтального и вертикального (стояка) участков. На горизонтальном участке трубопровода монтируются патрубки для присоединения к насосам, патрубки для обвязки противовыбросового оборудования, магистральные и пусковые задвижки и патрубок для манометра. Горизонтальный участок трубопровода выполняется с уклоном в сторону насосов для обеспечения отекания бурового раствора через пусковую задвижку, которая устанавливается в самой низкой точке трубопровода.

      Стояк - вертикальный участок трубопровода - в верхней части имеет горловину с фланцем для присоединения бурового шланга, а в нижней части - патрубок с задвижкой для присоединения промывочных агрегатов и патрубок для  манометра.

      В процессе эксплуатации буровых насосов в нагнетательном трубопроводе может создаться давление, превышающее допустимое. Это может привести к разрыву напорной линии и самого насоса и к травмированию обслуживающего персонала.

      Для предупреждения аварий такого рода на каждом буровом насосе монтируется специальное  устройство,  в которое вставляется предохранитель - тарированная на определенное давление пластина.  Это устройство соединяется со сливной трубой, через которую при разрыве предохранительной пластины буровой раствор отводится в приемную емкость.

 СИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

      Под силовым приводом понимается комплексное устройство, осуществляющее преобразование электрической энергии или энергии топлива в механическую и обеспечивающее управление преобразованной механической энергией.

      Основные элементы силового привода  - двигатель, передаточные устройства (механизмы) от него к исполнительному механизму и устройства системы управления.

      Привод основных исполнительных механизмов буровой  установки (лебедки, буровых насосов, ротора) называется главным приводом. В зависимости от вида двигателя и типа передачи он может быть электрическим, дизельным, дизель-гидравлическим, дизель-электрическим и газотурбинным.  Наиболее широко  применяются в современных  буровых установках электрический, дизельный, дизель-гидравлический, дизель- электрический приводы.

      Основные преимущества электрического привода переменного тока - его относительная простота в монтаже и эксплуатации, высокая надежность, экономичность. В то же время буровые установки с этим типом привода можно использовать лишь в электрифицированных районах.

      Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Основной недостаток ДВС - отсутствие реверса, поэтому необходимо специальное устройство для получения обратного хода. ДВС типа дизель допускают перегрузку не выше 20%.

      Дизель-гидравлический привод состоит из ДВС и турбопередачи. Турбопередача - это промежуточный механизм, встроенный обычно между дизелем и трансмиссией. Применение турбопередачи обеспечивает: плавный подъем груза на крюке; работу двигателя, если нагрузка на крюке больше той, которую сможет преодолеть ДВС, в этом случае двигатель будет работать при пониженных,  но вполне устойчивых частотах вращения; большую долговечность передачи.

      Наибольшим преимуществом обладает привод от электродвигателей постоянного тока, в конструкции которого отсутствуют громоздкие  коробки перемены передач, сложные соединительные части  и т. п. Электрический привод постоянного тока имеет удобное управление, может плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

      Дизель-электрический привод состоит из приводного электродвигателя, связанного с исполнительным механизмом; генератора, питающего этот электродвигатель; дизеля, приводящего во вращение генератор, также необходимо дизельное топливо, доставка!

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ, ОЧИСТКИ И ОБРАБОТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА

      Приготовление буровых растворов может осуществляться в механических мешалках и гидравлических смесителях.

      В настоящее время в отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы. Для приготовления буровых растворов из этих материалов используют следующее оборудование: блок приготовления раствора (БПР), выносной гидроэжекторный. смеситель, гидравлический диспергатор, емкости ЦС, механические  и гидравлические перемешиватели, поршневой насос.

      БПР  представляет собой единый транспортабельный блок,  на раме которого смонтированы две цилиндрические телескопические  емкости, состоящие из общего нижнего основания, на котором установлены неподвижные части емкости, и верхней подвижной части. Обе части емкости соединены между собой уплотнением из резинотканевой материи.

      В целом ряде случаев буровой раствор приготовляется при помощи механической мешалки (глиномешалки).  В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых глин, глинобрикетов и глинопорошков.

      Более эффективны, чем глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы. Фрезерно-струйная мельница представляет собой металлическую емкость, разделенную перегородкой на две части: приемный бункер  и метательную камеру с лопастным ротором. Комовая глина загружается в бункер, куда подается вода. Лопастной ротор измельчает и выбрасывает глину вместе с водой на диспергирующую рифленую плиту, где происходит интенсивное диспергирование глины.

      Очистка промывочной жидкости  от обломков выбуренной породы (шлама). Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины,  может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама).

      Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко и маслоотделители), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения бурового 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)-буровые насосы -  скважина.

      Для очистки буровых  растворов,  как обязательная,  принята трехступенчатая система.

      Вибросита. Очистка бурового раствора от шлама с помощью вибрационных ситмеханический процесс,  в  котором частицы отделяются с помощью просеивающего устройства.

      Гидроциклонные шламоотделители. Буровой раствор подается насосом в гидроциклон. Под влиянием центробежных сил более тяжелые частицы отбрасываются к периферии и по конусу гидроциклона спускаются вниз и сливаются наружу. Чистый буровой раствор концентрируется в центральной  части гидроциклона и сливается в приемный резервуар.

МАЛАЯ МЕХАНИЗАЦИЯ

      К малой механизации относятся машинные ключи, элеваторы,  доска отворота долота, крючки (для подвода и отвода труб).

      Элеватор служит для захвата и удержания на весу колонны бурильных (обсадных) труб при спуско-подъемных операциях  и других работах на буровой. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным исполнением и материалом для их изготовления.

      Элеватор при помощи штропов подвешивается к подъемному крюку.

      Клинья для бурильных труб используют для подвешивания бурильного инструмента в столе ротору Они вкладываются в конусное отверстие между трубой и вкладышами ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спуско-подъемным операциям.  В последнее время широко  используются  автоматические клиновые захваты с пневматическим приводом - ПКР (в этом случае клинья в ротор вставляются не вручную, а при помощи специального привода, управление которым вынесено на пульт бурильщика).

      Клинья для  обсадных  труб (элеваторы с плашечными захватами). Для спуска тяжелых обсадных колонн применяют клинья с неразъемным корпусом. Клинья устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Клин состоит из массивного корпуса, воспринимающего вес обсадных труб.

      Машинные ключи. Операция крепления и открепления резьбовых соединений бурильных и обсадных колонн осуществляется двумя машинными ключами,  при этом один ключ (задерживающий)  - неподвижный, а второй (завинчивающий) - подвижный.

 КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ (КИП)

      К КИП относятся: манометры (МБГ-1), гидравлический и электрический индикаторы веса  (ГИВ-6 и МКН-1), датчик для измерения крутящего момента на роторе (ДКМ), уровнемер  (УП-11М), тахометры (используются для определения частоты вращения силового привода), расходомеры  (РГР-7), приборы для определения свойств промывочной жидкости.

      Нагрузку на забой определяют как разницу между весом буровой колонны, когда  инструмент чуть приподнят над забоем, и весом ее во время бурения. Вес буровой колонны измеряют индикатором веса по натяжению неподвижного конца талевого каната.

      Разработаны и находят применение в практике гидравлические и электрические индикаторы веса.

      Гидравлические индикаторы выпускают на пределы измерения 40-80 кН, 120-180 кН и 200-250 кН. Трансформаторы давления градуируют с канатами определенного диаметра. Основная приведенная погрешность составляет ±2,5%.

      Гидравлические индикаторы веса просты по конструкции, несложны в эксплуатации, однако не позволяют производить дистанционные измерения и регистрацию параметров, часто нарушается герметичность измерительных систем.

      Электрические индикаторы веса также измеряют  вес бурового инструмента и давление на забой  по нагрузке в «мертвом» конце талевого каната. В их состав входят датчик с преобразователем и вторичный прибор.

      Предел измерения нагрузки электрическим индикатором веса - до 250 кН, погрешность измерения - 2,5%.

      Крутящий момент на роторном столе контролируют по силе, передаваемой ротором подроторному основанию. Крутящий момент измеряют независимо от направления вращения ротора и натяжения цепной передачи. Крутящий момент роторного стола, приводящий во вращение  колонну труб с инструментом,  измеряют по изменению натяжения цепной передачи датчиком ДКМ, который устанавливают под ведущей вет-

вью цепи привода роторного стола. Один из важнейших параметров режима промывки скважины - расход бурового раствора. Для измерения расхода разработаны различные устройства. На практике наиболее широко применяют индукционный расходомер РГР-7, принцип действия которого основан на законе электромагнитной индукции.

      Контроль за давлением бурового раствора имеет существенное значение. Изучение давления в нагнетательной системе буровой установки позволяет судить  о работе насосов и всей циркуляционной системы,  эффективности промывки скважины, сигнализирует о возможных осложнениях.

      Для контроля давления бурового раствора на выкиде насоса используют механические и электрические манометры. Наиболее широкое применение нашел манометр буровой геликсный МБГ-1, принцип действия которого основан на преобразовании измеряемого давления  в угол поворота бесконтактного сельсина-датчика с последующей дистанционной передачей показаний.

      Для непрерывного измерения уровня бурового раствора в приемной емкости буровых насосов и выдачи светового и звукового сигналов аварии при отклонении уровня от установленного служит уровнемер УП-11М, состоящий из двух датчиков (поплавкового типа) уровня, переключателя, регистратора, сигнальной сирены. Прибором можно измерять уровень до  0,9 м, основная приведенная погрешность его измерения составляет ± 6%.

      К наиболее важным  параметрам, характеризующим буровой раствор, относится плотность. От плотности зависит давление на пласты, образующие стенки скважины, перенос энергии от насоса к забойному двигателю (турбобуру), размыв породы на забое и т. д.

      Устройства для измерения, плотности жидкости - плотномеры по принципу действия делят на гравитационные (АВП-1), в которых взвешивается определенный объем жидкости; гидростатические,  измеряющие давление столба жидкости постоянной высоты (к ним относятся и пьезометрические); поплавковые; радиоактивные (ПЖР-5), основанные на принципе  поглощения радиоактивного излучения; резонансные (вибрационные),  в которых используется частота собственных колебаний  твердых тел в исследуемой среде. В  гравитационных плотномерах чувствительный элемент представляет собой камеру постоянного объема, через которую непрерывно протекает контролируемая жидкость. Приращение массы  чувствительного элемента пропорционально изменению плотности.

      К основным характеристикам буровых растворов относят реологические показатели (параметры):  предельные статическое и динамическое напряжения сдвига, эффективную и пластическую вязкость.

      При нормальной температуре предельное статическое напряжение сдвига измеряют прибором СНС-2, который состоит из измерительной части и привода, смонтированного на прямоугольной плите.

      Для измерения предельных статического и динамического напряжении сдвига и эффективной  и  пластической  вязкости предназначены  ротационные  вискозиметры ВСН-2 и  ВСН-3. ВСН-2 применяют для исследования свойств бурового раствора при повышенных температурах (до 200° С) и давлениях (до 15 МПа).

      Ротационный вискозиметр ВСН-3  предназначен  для измерения пластической вязкости, предельных динамического и статического напряжений сдвига буровых растворов при атмосферном давлении и температуре до 373о К. Прибор применяют кк в промысловых, так  и в лабораторных условиях.

      Для исследования буровых растворов при высоких температурах и давлениях применяют высокотемпературный реометр. Реометр позволяет определить  предельное статическое напряжение сдвига в диапазоне от 60 до 200 Па. Максимальная температура нагрева исследуемого раствора 300° С, максимальное рабочее давление 15 МПа.

      От интенсивности водоотдачи буровых растворов и, следовательно, от коркообразования зависят  степень изменения объема склонных  к набуханию горных пород и сужения ствола, образование осыпей, следствием чего могут быть затяжки  и прихваты бурильного инструмента,  снижение коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне, приводящее к снижению их нефтеотдачи, качества цементирования скважин.

      Разработаны различные методы и устройства для измерения водоотдачи в статическом и  динамическом режимах. Все устройства включают емкость для бурового раствора и фильтр и позволяют создавать перепады давления на фильтрующем элементе.

      Для измерения статической водоотдачи при нормальных условиях используют устройство ВМ-6.  Прибор типа УИВ-2 предназначен для измерения статической водоотдачи буровых растворов при 250° С и перепадах давления до 5 МПа.

      Существуют методы и устройства для установления общего содержания газа в буровом растворе и устройства для определения компонентного состава газа. К первой группе можно отнести метод, основанный на естественной дегазации жидкости при пятикратном разбавлении водой, и устройства ВГ-1, ВГ-2. ВГ-1 позволяет определить как содержание газа, так и водоотдачу бурового раствора.

      Ко второй группе устройств  относятся полуавтоматические приборы контроляпараметров растворов, автоматический детектор газа, автоматический прибор, установки для газометрических работ при бурении скважины.

      Схема   буровой   установки  для   глубокого   вращательного   бурения;

 1 - долото; 2 - гидравлический забойный двигатель (при роторном бурении не устанавливается); 3- бурильная труба; 4 - бурильный замок; 5 - лебедка; б - двигатели лебедки и ротора; 7 - вертлюг; 8 - талевый канат; 9 - талевый блок;  10 - крюк; 11 - буровой шланг; 12 - ведущая труба; 13 - ротор; 14 - вышка; 15 - желоба; 16 - обвязка насоса; 17 - буровой насос; 18 - двигатель насоса; 19 - приемный резервуар (емкость).

Page 3

Современное понятие о буровой скважине. Скважиной называется горное 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. Условный диаметр скважины 59 - 1000 мм. Начало скважины называется устьем, дно скважины - забоем.

      Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением их на поверхность. При обычном бурении разрушается вся масса породы. При бурении с отбором керна разрушается только кольцевое пространство у стенок скважины а внутренний столбик породы извлекается  в  неразрушенном состоянии для изучения геологического строения месторождения.

      Целевое назначение скважин может быть различным. Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, 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 геологоразведочных 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 геологопоисковыми работами (геологической съемкой, структурным бурением, геофизическими и геохимическими  исследованиями или комплексом этих методов) с целью установления нефтегазоносности

     5.  Разведочные  скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для оконтуривяния месторождения, подсчета запасов и подготовки его к разра6отке

     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). К этой 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.

Page 4

Контрольные, курсовые и дипломные работы! От лучших авторов!

Рейтинг:   / 0

Увеличение осевой нагрузки и частоты вращения, повышение плотности, вязкости и концентрации твёрдых частиц, снижение расхода ниже Qд, а также теплоёмкости, теплопроводности и смазывающих свойств буровых растворов, неравномерная (рывками) подача долота, продольные и поперечные колебания низа бурильной колонны, высокая температура на забое – всё это сокращает производительное время пребывания долота на забое.

Однако конечная цель – не увеличение продолжительности пребывания долота на забое, а получение большей проходки на долото за возможно более короткое время. Поэтому если изменение какого – то параметра обуславливает сокращение продолжительности работы долота на забое, но одновременно увеличивается механическая скорость и повышается проходка на долото, то оно целесообразно.

Так как параметры режима бурения взаимосвязаны, то наибольшая эффективность бурения достигается лишь при оптимальном сочетании этих параметров, зависящем от физико – механических свойств породы, конструкции долота, глубины залегания разбуриваемой породы и других факторов. Увеличение одного из параметров режима, например, осевой нагрузки, способствует повышению эффективности бурения лишь до тех пор, пока он не достигнет оптимального значения при данном сочетании других параметров. Увеличение рассматриваемого параметра выше этого оптимального значения может способствовать дальнейшему повышению эффективности бурения только в том случае, если одновременно будут изменены все или некоторые другие параметры (например, увеличен расход промывочной жидкости, уменьшена частота вращения).

Измененному сочетанию других параметров режима соответствует новое оптимальное значение рассматриваемого. Изменение параметров режима возможно лишь в определённых пределах, которые зависят от прочности долота, особенностей способа бурения, технических параметров буровой установки и ряда других факторов.

     Регулировать раствор бурового раствора можно тремя способами: заменой втулок одного диаметра в цилиндрах бурового насоса на втулки другого диаметра, изменением числа одновременно параллельно работающих буровых насосов, изменением числа двойных ходов поршней в насосе. При первых двух способах расход раствора можно изменять только ступенчато, при третьем возможно также плавное изменение. Второй из названных выше способов применяют, как правило, в случае изменения диаметра долота: при бурении верхнего участка скважины долотами большого диаметра используют два одновременно работающих насоса. При переходе к бурению следующего участка долотами меньшего диаметра один из насосов часто отключают. Менять втулки можно только в неработающем насосе. Поэтому в большинстве случаев расход жидкости в период работы долота на забое остаётся практически неизменным. Если продолжительность рейса велика (несколько десятков часов), расход к концу рейса может несколько уменьшиться вследствие возрастания утечек в насосе, обусловленного износом поршней.

     Гидравлическую мощность на забое можно регулировать изменением либо расхода бурового раствора, либо диаметра гидромониторных насадок в долоте, либо числа таких насадок. Очевидно, диаметр насадок можно изменить только при подготовке нового долота к спуску в скважину. Число же работающих насадок можно уменьшить так же в период работы долота на забое, если в поток жидкости в бурильных трубах сбросить шар соответствующего диаметра, он перекроет входное отверстие в одной из насадок и выключит её из работы. При этом скорости струй и перепад давлений в оставшихся работающих насадках возрастут, и соответственно увеличится гидравлическая мощность на забое. Такой способ регулирования гидравлической мощности на забое можно использовать тогда, когда рабочее давление в насосах меньше предельно допустимого при данном диаметре втулок в них.

Калькулятор расчета монолитного плитного фундамента тут obystroy.com Как снять комнату в коммунальной квартире здесь Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

oilloot.ru


Смотрите также