Отчет по производственной практике кафедра бурения


Отчет по первой производственной практике

Работа скачана с сайта

заказать практику.рф

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Схема расположения кустов на Комсомольском месторождении

Проект на бурение горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А

Программа на проводку горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А

Проект на бурение горизонтальной скважины № 9185А куста № 102А

Программа на проводку горизонтальной скважины № 9185А куста № 102А

Геолого-технический наряд

1 Эксплуатация буровых установок

1.1 Монтаж буровых установок

1.1.1 Подготовительные работы перед монтажом

1.1.2 Строительство фундаментов

1.1.3 Способы сооружения буровых установок

1.2 Транспортирование кустовой БУ

1.2.1 Транспортирование с куста на куст

1.2.2 Транспортирование буровой установки «УРАЛМАШ 3000 ЭУК»

1.3 Подготовка оборудования буровой установки к пуску

2 Подготовительные работы к бурению скважин

3 Применяемая буровая установка и ее состав

3.1 Буровая установка БУ 3000 ЭУК

3.2 Комплексы буровой установки и их состав

3.3 Схема обвязки буровых насосов

3.4 Оснастка талевой системы

3.5 Схема обвязки устья скважины

4 Механическое бурение

4.1 Режим бурения

4.2 Гидравлическая программа промывки скважины

5 Гидравлические забойные двигатели

6 Профил ствола скважины

7 Буровые растворы

7.1 Общие положения

7.2 Химические реагенты и их приготовление для обработки БР

7.3 Обработка бурового раствора

7.4 Контроль параметров бурового раствора

7.5 Очистка бурового раствора

7.6 Требования безопасности при работе с химическими реагентами

7.7 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

8 Крепление скважин

9 Организация работы в буровой бригаде

ВВЕДЕНИЕ

Первую производственную практику я проходил в Губкинском филиале ООО «РН-бурение» с 30.07.2007 по 01.08.2007. На работу был направлен на Комсомольское месторождение на куст «102А», расположенное в РФ, ЯНАО, Тюменском области, Пуровском районе в 20 километрах от г. Губкинский, которое разрабатывается с 1987 года. В начале 2007 года руководством компании буровой бригаде №10 была поставлена следующая задача: передать «Заказчику» 8 скважин эксплуатационного назначения.

Месторождение разрабатывается кустовым бурением горизонтальных скважин с пилотным стволом. В период прохождения практики в составе буровой бригады выполнены следующие основные этапы строительства скважины: добурение первой в группе скважины № 7172А с дальнейшей сдачей ее в эксплуатацию; передвижка БУ 3000 ЭУК-1М; бурение шуфа, второй в группе скважины № 9185А; спуск направления, кондуктора, промежуточной колонны.

Расположение кустов в районе деятельности ООО «РН-бурение» на Комсомольском месторождении приведена ниже. А также документы, фактический материал, проекты и программы куста № 102А на проводку горизонтальных скважин с пилотным стволом № 7172а и № 9185А.

1 Эксплуатация буровых установок

Эксплуатация БУ на всех стадиях производственного цикла строительства скважин регламентируется следующими документами:

1. Инструкцией по монтажу и эксплуатации БУ.

2. Регламентами работ на каждом этапе строительства скважины.

3. Должностными инструкциями обслуживающего персонала.

Основным документом, используемым при строительстве скважин, является технический проект.

Обычно весь процесс эксплуатации установки разделяется на четыре этапа: монтаж (первичный и повторный), строительство скважины, демонтаж и транспортирование.

Монтаж, демонтаж и транспортирование буровой установки обычно осуществляются специализированной вышкомонтажной бригадой, проходка скважины- буровой бригадой, в обязанности которой входят как непосредственно сооружение ствола, так и участие в подготовительных работах.

1.1 Монтаж буровых установок

Весь процесс монтажа можно условно разделить на ряд этапов, включающих подготовительные работы, строительство подъездных путей и подготовку площадки (строительство фундаментов), сборку узлов буровой установки.

Комплекс монтажных работ определяется: назначением и конструкцией скважины; условиями проводки; способом бурения; применяемым технологическим оборудованием.

Наиболее часто при использовании традиционного оборудования работы, проводимые до начала бурения скважины, включают такие операции, как:

1. Подготовка площадки для бурения, фундамента для буровой установки, подъездных путей, коммуникаций для подвода энергии, водоснабжения.

2. Транспортировка и монтаж оборудования и технологического инструмента.

3. Проверка и наладка основных узлов буровой установки: оснастка талевой системы; установка ротора; соединение бурового шланга со стояком и вертлюгом; оснащение буровой элементами малой механизации, механизмами и инструментами для выполнения спуско- подъемных и других работ в процессе проходки скважины; проверка и регулировка узлов комплекса механизмов АСП; размещение бурового, слесарного и другого вспомогательного инструмента, противопожарного инвентаря и средств по технике безопасности; обкатка дизелей и проверка бурового оборудования; приготовление бурового раствора; бурение шурфа и установка шурфовой трубы.

В некоторых районах подготовительные работы к бурению осуществляют специальные подготовительные бригады.

Перед сдачей буровой в эксплуатацию проверяют правильность монтажа оборудования и опробуют его без нагрузки. Вначале проверяют отдельные агрегаты, а затем всю установку. Для этого запускают двигатели силовых агрегатов и компрессоров, включают муфты и опробуют на холостом ходу работу трансмиссий, редукторов, лебедки, насосов и ротора. Во время обкатки двигателей внутреннего сгорания настраивают и проверяют синхронность их работы, подачу и расход топлива, давление и температуру в масляной системе, систему управления двигателями, герметичность всей обвязки и показания приборов. Особое внимание обращают на работу предохранительных устройств, на срабатывание механизма противозатаскивателя талевого блока под кронблок и правильность подключения его в общую схему пневмоуправления. Определяют величину инерционного пробега талевого блока после срабатывания конечного выключателя. Для этого трос противозатаскивателя устанавливают на расстоянии 20 - 25 м от рамы крон-блока и на максимальной скорости подъема талевого блока определяют расстояние его инерционного пробега до полной остановки. Тормозной путь должен быть в пределах 5-6 м. Результаты испытания оформляют актом с указанием величины тормозного пути.

Смонтированную буровую сдают в эксплуатацию только после приема ее комиссией, назначенной руководством управления буровых работ. В состав комиссии входят следующие должностные лица: начальник районной инженерно-технологической службы (РИТС), главный механик, главный энергетик, начальник вышкомонтажного цеха, прораб и бригадир вышкомонтажной бригады, буровой мастер и инженер по технике безопасности. В комиссии также принимают участие представители районной горно- технической инспекции и пожарной охраны.

Прием буровой оформляется актом, подтверждающим пригодность и правильность монтажа оборудования для бурения скважины до проектной глубины. К акту прикладывают разрешение электронадзора на подключение буровой к сети (для установок с электроприводом) и акт на испытание (опрессовку) нагнетательной линии буровых насосов.

Приемочная комиссия проверяет:

- состояние подъездных путей и территории вокруг буровой;

- состояние приемных мостков, стеллажей, пола буровой, буровых укрытий, уклона желобной системы и прохода вдоль желобов, фундаментов вышки и другого оборудования;

- исправность лестниц, площадок, ограждений, контрольно-измерительных приборов и пусковой аппаратуры;

- наличие и исправность предохранительных щитов и соблюдение правил ограждений всех вращающихся и движущихся частей механизмов;

- исправность противозатаскивателя, заземления и освещения буровой;

- наличие стоков для воды и раствора;

- наличие аптечки и набора в ней медикаментов первой помощи;

- наличие пожарного инвентаря.

Все неполадки, выявленные в период проверки и приема буровой, до пуска ее в эксплуатацию должны быть устранены.

1.1.1 Подготовительные работы перед монтажом

Этот этап обычно включает разработку проекта монтажа. Проектирование - ответственный этап при подготовке монтажа буровой установки. Проект должен:

- определить технические условия и требования к монтажу с целью обеспечения при эксплуатации надежной и долговечной работы, как всей буровой установки, так и отдельных ее узлов и механизмов;

- указать применение безопасных методов и приемов работы на всех этапах монтажа;

- использовать современные технологии и новейшие достижения технического прогресса для повышения эффективности и снижения себестоимости монтажных работ.

От качества проекта зависят технико-экономические показатели монтажа. Проект предусматривает комплекс графических и текстовых материалов. По признаку использования различают проекты- индивидуальные (для разведочных скважин), повторно применяемые и типовые. Важным элементом предпроектного этапа строительства буровых установок считаются инженерные, экономические и технические изыскания, в результате которых определяется экономическая целесообразность видов монтажа.

В состав технических изысканий входят топографические, геодезические, инженерно-геологические, гидрогеологические, климатические, почвенные и другие работы. На основе изысканий создается паспорт кустовой площадки и трассы транспортировки. Перед разработкой проектов монтажных работ управление буровых работ (УБР) передает вышкомонтажному управлению (ВМУ) паспорт кустовой площадки и трассы транспортировки, который содержит условия, технические данные по кустовой площадке и трассе. В технические данные входят план площадки и схемы трассы, техническое заключение по инженерной геологии с указанием величин допустимых нагрузок на грунт, уровня подземных вод, сведения о размещении линии электропередач и т.д.

Исходными материалами для составления проекта монтажных работ служат утвержденный технический проект (рабочие чертежи завода-изготовителя); данные о поставке и изготовлении недостающего оборудования, наличие парка машин и механизмов; действующие нормативные документы; инструкции и указания, в том числе по охране труда. Проект производства работ (ППР) состоит из трех основных технологических документов: графика календарных планов, генеральной схемы расположения бурового и вспомогательного оборудования (Рис. 1.1).

Генеральная схема включает в себя выбор буровой установки, расположение жилых, культурно-бытовых помещений, привышечных сооружений, электроводоснабжения, обогрева помещений, хранения и транспортирования шлама и оборудования для экологически чистого или безотходного бурения.

При разработке генеральной схемы должны быть учтены следующие принципы:

- рациональное использование строительной площадки;

- обеспечение эффективной организации и целесообразной технологии монтажа, бурения и эксплуатации скважин;

- обоснованное размещение оборудования для ускоренного монтажа.

Форма и размеры кустовой площадки обуславливается следующими факторами:

- количеством скважин и способом их группировки;

- расстоянием между скважинами и расстоянием между группами, что определяет общую протяженность площадки при перемещении буровой установки в пределах куста;

- противопожарными нормами и требованиями правил техники безопасности;

- безопасными расстояниями между отдельными видами оборудования при производстве работ на кустовой площадке, при технологической операции цементирования;

- правилами устройства электроустановок и электрических сетей, которые регламентируют разрывы между отдельными агрегатами и объектами, входящими в комплект буровой установки.

Рис.1.1. Схема расположения оборудования на кусте в водоохраной зоне:

1- вышечно- лебедочный блок; 2- блок очистки циркуляционной системы; 3- блок растворных модулей; 4- блок насосных модулей; 5- компрессорный блок; 6- модуль тиристорный; 7- коммуникации; 8- блок ГСМ для ДЭС; 9- энергоблок; 10- блок дополнительных емкостей; 11- водонефтяная емкость; 12- водяная скважина; 13- водоем пожарный; 14- котельная; 15- коммуникации жилого городка; 16-жилой городок; 17- амбары шламовые

Территория площадки под оборудование в процессе строительства и эксплуатации загружена неравномерно. По воспринимаемым нагрузкам площадка может быть разбита на три зоны - А, Б, В.

В зоне А, где находится и перемещается буровая установка, грунт должен выдерживать удельное давление не менее 0,12- 0,15 МПа. При меньшей несущей способности необходимо принять меры по его укреплению.

Зона Б соответствует расположению стационарного оборудования - стеллажей с трубами, котельной, блока нефтяной емкости, дизель-генераторного- блока и т.д. Несущая способность грунта в этой зоне должна быть не менее 0,08 МПа.

Зона В предназначена для монтажа и демонтажа буровой установки, обслуживания оборудования, его транспортирования, т.е. для работы транспортных средств и грузоподъемных машин.

1.1.2 Строительство фундаментов

Фундамент - опора для буровой установки и привышечных сооружений, через которую передаются на грунт усилия, возникающие в процессе эксплуатации оборудования.

Фундаменты везде по осадкам и деформациям должны обеспечивать нормальную работу бурового оборудования в период строительства скважин и ее эксплуатации. Площадка должна обеспечивать возможность перемещения и работы на ней транспортных средств и монтажных кранов.

Кустовая площадка должна выполняться горизонтально. Допускается уклон кустовой площадки в зоне А по ходу движения буровой установки в пределах 10 мм - на 2 м. Технологические площадки выполняются с уклоном в сторону амбара, обеспечивающим водосток. Планировку площадки на горизонтальность в зоне А для установки оборудования и разметку оси вышки рекомендуется проводить с помощью нивелира. По окончании отсыпки куста необходимо сделать обваловку.

Величины наибольших вертикальных нагрузок на опоры и планировка площадки для разных типов и модификаций буровых установок могут существенно отличаться. Их истинное значение следует брать из соответствующих инструкций по эксплуатации на монтируемую буровую установку.

Объем работ по строительству кустовой площадки зависит от ее размеров. Поэтому выбор ее габаритов - один из основных факторов ускоренного строительства буровой установки. Важным фактором для установки габаритов площадки считается технология монтажа буровой установки (установка блоков согласно схеме расположения, монтаж блоков с помощью крановой техники, размещение техники для монтажа и оборудования перед монтажом). Длина и ширина площадки выбираются с учетом многих факторов. Площадка под куст делится на основную и вспомогательную и под соцкультбыт. На основной площадке располагаются скважины и буровые станки, на вспомогательной - оборудование, которое находится стационарно при бурении всех скважин куста. Обе площадки прямоугольной формы. Длина основной площадки зависит от числа скважин, расстояний между ними, способа группировки скважин. Число скважин колеблется от 2 до 30 и расстояние между ними - от 5 до 50 м; группируют скважины от 4 до 8. Расстояние между группами при бурении на нефть обычно 50 м. Это главные параметры, влияющие на длину основной площадки. Существует еще несколько факторов. Так, первая скважина находится от края на расстоянии около 20 м и более. Это расстояние зависит от ширины вышечного блока и применяемой крановой техники при монтаже. Последняя скважина должна отстоять от края площадки на таком расстоянии, чтобы было возможно проводить демонтаж оборудования не над пробуренной скважиной и устанавливать крановую технику (обычно 25 м и более). Общая длина основной площадки зависит от выбора расстояний от края площадки до первой скважины, числа скважин, способа группировки скважин и выбора расстояния между группами и между скважинами в группах, размеров площадки для демонтажа буровой установки.

Ширина основной площадки зависит от конструкции, а также вида движения вышечного блока, расположения системы очистки раствора, конструкции приемного моста и применяемой техники при бурении и эксплуатации. Для буровых установок класса 4 и 5 эта ширина равна 70 м. Габариты вспомогательной площадки выбирают в зависимости от расположения блоков, возможности их монтажа и демонтажа, а также при установке блоков учитываются существующие правила по технике безопасности и противопожарные разрывы. На основной площадке устанавливают вышечный блок, приемный мост, блок очистки, коммуникации, подходящие к вышечному блоку, а также насосный, компрессорный, емкостной блоки (при эшелонной компоновке буровой). На вспомогательной площадке устанавливаются котельный блок, различные технологические емкости, подстанции, передвижные вагончики и другое вспомогательное оборудование.

1.1.3 Способы сооружения буровых установок

В современной практике буровые установки сооружаются несколькими способами: агрегатным, мелкоблочным и крупноблочным.

Агрегатный способ сооружения буровых характерен для первичного монтажа. Оборудование с заводов обычно поступает в виде монтажных блоков. Только отдельные блоки, габариты или масса которых не соответствуют техническим условиям грузов, перевозимых по железной дороге, поставляются агрегатами. Для агрегатного способа характерны следующие основные особенности. Во-первых, длительные сроки сооружения буровых из-за трудоемкости работ, связанных с монтажом и демонтажом оборудования, строительством и разборкой буровых укрытий, сооружением фундаментов и транспортировкой оборудования и материалов, во-вторых, многократность монтажа и демонтажа оборудования приводят к преждевременному его износу, в результате чего возрастает объем ремонтных работ, нарушается комплектность оборудования, отдельные агрегаты монтируют из различных комплектов с разными сроками службы. В-третьих, при этом способе значительно снижается возврат материалов из-за периодической разборки буровых укрытий и коммуникаций. Все эти недостатки агрегатного способа приводят к низкой производительности труда и высокой себестоимости сооружения буровых.

По сравнению с агрегатным, мелкоблочный способ сооружения буровых установок позволяет частично ликвидировать вышеперечисленные недостатки. При мелкоблочном способе вся буровая установка, в зависимости от числа узлов, разбивается на 12-20 блоков, кинематически связанных друг с другом. Для этих узлов изготовляют основания, которые и служат фундаментом при установке на площадке, а также транспортным средством во время монтажа при незначительном расстоянии транспортирования на кустовых площадках. Основными недостатками этого способа считаются:

- большая расчлененность бурового оборудования на мелкие блоки, которая полностью не обеспечивает создание кинематически увязанных обособленных рабочих узлов;

- большая трудоемкость, связанная с монтажом систем освещения, пневмо- и электроуправления, охлаждения и обогрева, смазки, каркасов укрытий и дополнительных элементов утепления.

Крупноблочный способ сооружения буровых перед мелкоблочным способом имеет следующие преимущества:

- резкое сокращение числа блоков;

- упрощение конструкции фундаментов;

- снижение за счет этого объема строительно-монтажных работ и сокращение сроков сооружения буровых;

- увеличение скорости транспортировки блоков и повышение срока службы оборудования и оснований в связи с транспортировкой их на гусеничных тяжеловозах и тяжеловозах на пневмоколесном ходу;

- экономия строительных материалов при демонтаже за счет возврата леса, мягкой кровли и других материалов.

При крупноблочном способе оборудование монтируется на двух- шести блочных основаниях, которые перевозятся на специальных транспортных средствах - тяжеловозах. Эффективность крупноблочного способа сооружения буровых зависит от объемов буровых работ, рельефа местности, расстояний транспортировки блоков, наличия естественных и искусственных препятствий на пути транспортировки. Наибольшая эффективность при крупноблочном способе достигается на эксплуатационных площадях с большим объемом буровых работ, небольшими сроками бурения скважин и расстояниями между ними, с открытым непересеченным рельефом.

Эффективность крупноблочного способа снижается при транспортировке блоков на большие расстояния (особенно на лесистой, болотистой), наличии на пути движения пересечений с линиями электропередач, сельскохозяйственных полей, железнодорожных переездов, ручьев, речек и мостов, крутых подъемов и спусков, косогоров и других естественных препятствий, так как в этих условиях приходится выполнять много работ по подготовке трасс. В этих случаях оборудование целесообразнее полностью демонтировать, разобрать основание на мелкие секции и перевезти их на автомобильном транспорте.

Первичная сборка буровой установки

Первичная сборка буровой установки начинается с изучения документации, поступившей с завода-изготовителя. Для монтажа необходимо изучить рекомендуемую последовательность сборки, после чего составляется пооперационная карта, которая наглядно отображает последовательность сборки (Рис.1.2).

Операционная карта составляется из специальных карточек, в которой указываются необходимые данные для монтажа указываемого блока. Карточки располагают в технологической последовательности сборки названных блоков.

Для каждого названного блока в карточке можно составить такую же операционную карту. Тем самым наглядно отобразится последовательность сборки. Учитывая опыт сборки первых установок, вносят коррективы в карточки. Далее приступают к проектированию схемы размещения бурового оборудования на кустовой площадке, т.е. к проекту производства работ. Неотъемлемой частью проекта производства работ считается составление инструктивно-технологических карт. Для этого изучают подробно инструкции, комплектность поставки и чертежи. Выписывают габариты, массы блоков, изучают по чертежам места строповки и места установки на общей схеме и на крупном блоке, а также места крепления к блоку и способ крепления.

Первоначально исходя из габаритов, массы и мест строповки выбирают стропа. Далее, изучая место установки и выбирая крановую технику для установки, окончательно рекомендуют вид стропа. Далее изучают место установки и его сложность, устанавливают число вышкомонтажников, выбирают приспособления для монтажа и систему контроля за установкой. Все вышеперечисленные условия - это данные, необходимые для создания инструктивно-технологических карт. Особое место в картах отводится технике безопасности при проведении данной операции. После составления карт и их изучения делают окончательные выводы, какие необходимы краны по грузоподъемности и вылету стрелы, числу и типоразмеру стропов и применяемых приспособлений для ускорения монтажных работ. В процессе монтажа, а также при последующих работах технологические карты корректируются.

Монтаж бурового оборудования связан с перемещением большого числа узлов и деталей массой от нескольких сот килограммов до сотен тонн. Вначале разгружают оборудование и складируют его на специально выделенных площадях куста, а затем устанавливают на фундаменты и блоки.

Рис.1.2. Схема пооперационной сборки кустовой буровой установки

Для подъема мачтовых вышек в вертикальное положение применяют специальные механизмы подъема МПВ и МПВА (Рис.1.3).

Рис.1.3.Механизм подъема вышки

1– канат Ø25 мм, l= 40 м; 2– монтажная стрела; 3– блок верхний; 4- канат Ø19,5 мм, l= 330 м; 5– стяжная гайка; 6– стяжка; 7– блок нижний; 8– башмак; 9– лебедка; 10– тяга; 11– тяга левая; 12– лежень; 13– стеллаж; 14– мост приемный; 15– ось нижнего блока; 16– растяжка вышки.

В комплект механизмов входит подъемная стрела 2, блоки полиспаста 3 и 5, подъемные ролики 6, канат оснастки полиспаста и крепежные детали. Верхние блоки полиспаста крепят к головке стрелы, а нижние- к подвышечному основанию.

Полиспасты механизмов подъема находятся между стрелой и основанием вышки, а головка стрелы соединяется с вышкой подъемными стропами 1. При подъеме вышки стрела поворачивается вокруг своей опорной части и поднимается одновременно с вышкой. Такие стрелы называются стрелами падающего типа.

Подъемная стрела вышки ВМР-45х200У состоит из двух секций ферменной конструкции, соединенных между собой замками. Высота стрелы составляет 15,6 м, а ширина основания 3,3 м.

Монтаж механизма подъема вышек начинают с установки стрелы на деревянный лежень 8 головкой в сторону вышки и соединяют ее с основанием вышки двумя тягами 9 и двумя диагональными стяжками 10. Под лежень на расстоянии 6 м от опор вышки роют профильную выемку глубиной 0,45 м, шириной 1 м и длиной 3,8 м. Ось стрелы должна совпадать с осью вышки. В верхней части стрелы укрепляют верхний блок полиспаста 3 и два подъемных ролика. Нижние блоки 5 устанавливают в специальные проушины на подвышечном основании и делают оснастку полиспаста. При оснастке неподвижный конец каната крепят к щеке верхнего блока, а ходовой конец 4 к барабану буровой лебедки 7. В случае подъема вышки трактором один виток ходового конца каната перепускают сверху через барабан лебедки и соединяют его с трактором. Положение трактора выбирают так, чтобы канат не задевал механизмов буровой установки.

Устойчивость вышки в вертикальной плоскости, перпендикулярной к плоскости ферм, обеспечивается двумя подкосами из труб. В верхней части подкосы шарнирно соединены с мачтами вышки, а в нижней части с опорами, установленными на основании. Для центрирования вышки в плоскости ферм, опоры могут перемещаться по направляющим при помощи винтов. В плоскости ферм вышку центрируют при помощи винтовых стяжек, расположенных в верхней части мачты. К мачтам вышки на определённой высоте крепят балкон с двумя люльками и пальцами для установки свечей.

Для данной буровой характерно следующие методы монтажа и транспортировки: мелкоблочный и крупноблочный.

1.2 Транспортирование кустовой буровой установки

Буровые установки для строительства скважин - сооружения временные. Одним из путей увеличения продолжительности нахождения буровой установки на одной площадке является широкое использование кустового наклонно направленного и горизонтального бурения скважин. Дальнейшее совершенствование горизонтального и наклонного бурения - располагать на одной площадке большее количество скважин. Это экономит средства и время, необходимые на строительство дорог, монтаж и транспортировку оборудования, облегчает организацию работ. Кроме того, кустовое бурение способствует концентрации промыслового хозяйства при эксплуатации скважин, сокращает капитальные вложения в обустройство месторождений, облегчает работы по автоматизации и диспетчеризации промыслов. В связи с применением различных способов бурения скважин в последние годы развивается два вида транспортирования буровой установки.

Первый вид транспортирования - с площадки на новую площадку (с куста на следующий куст). При этом транспортирование осуществляется на расстояние более 100 метров. К такому виду транспортирования относятся также разведочные скважины.

Второй вид транспортирования - это перемещение только в пределах площадки со скважины на следующую скважину. Расстояние перемещения обычно составляет от 5 до 100 метров, при этом перемещается не вся буровая установка, а только ее часть. Некоторые блоки остаются без изменения своего местоположения до окончания бурения последней скважины.

1.2.1 Транспортирование с куста на куст

При транспортировании с куста на куст в современной практике буровая установка разбирается на три вида блоков, и, в зависимости от такой разбивки, выбирается вид транспортирования и монтажа буровой. Применение каждого из этих способов обусловлено типами буровых установок, укомплектованностью их основаниями, а также специфическими условиями нефтяного региона, расстоянием перебазировки буровых установок, рельефом местности и другими факторами.

По окончании бурения скважин на кусте предприятия сдают под демонтаж буровую установку и одновременно указывают, куда необходимо перевезти следующую буровую установку. Изучается местность, и составляется проект трассы, для которого основным критерием считается стоимость транспортирования. После изучения местности решается вопрос о трудозатратах при подготовке трассы для различного вида транспортирования.

Транспортирование с куста на куст может быть агрегатным, мелкоблочным и крупноблочным. Агрегатный способ транспортирования применяется в тех случаях, когда буровая установка демонтируется на агрегаты, т. е. невозможно применять два других - мелкоблочный или крупноблочный. В этом случае перевозка осуществляется универсальным транспортом по дорогам общего пользования. Агрегатный способ транспортировки осуществляется при перевозке оборудования, поступившего с завода. В остальных случаях агрегатный способ применяется очень редко.

Мелкоблочный способ транспортирования - это перевозка оборудования, скомпонованного на блоках массой от 10 до 40 т. Такие блоки перевозят на специальных трейлерах по дорогам общего пользования. Транспортирование крупноблочным способом осуществляется на специальных тележках. Блоки могут быть массой от 100 до 250 т. Оборудование перевозят обычно по специальным трассам. От вида транспортировки зависит вид монтажа.

Кустовая буровая установка состоит из нескольких блоков. Разделение на крупные блоки чисто условное. Крупным считается блок, который перевозится на специальных тележках, а мелким - на универсальном транспорте. Исходя из этого определения, вся кустовая установка состоит из трех крупных блоков, которые транспортируются на универсальном транспорте. Для установки БУ 3000 ЭУК крупные блоки следующие: вышечно- лебедочный, вышка, насосный. Остальные блоки - компрессорный, емкостный, технологический, котельный, блок подстанции, блоки коммуникаций, а также склад химических реагентов, приемный мост и другие - перевозятся универсальным транспортом.

Транспортирование буровой установки «УРАЛМАШ 3000 ЭУК».

Установка может перевозиться, в зависимости от рельефа местности, следующими способами:

- крупноблочным на тяжеловозах ТГ-60, Т-60, ТГП-70;

- мелкоблочным на специальных трейлерах;

- агрегатным на универсальном транспорте.

Буровая установка при крупноблочном способе транспортируется следующими крупными блоками: вышечно-лебедочный (без вышки), насосный; вышка; остальные части - мелкими блоками, а приемный мост и коммуникации - универсальным транспортом. Для транспортирования вышечно-лебедочного блока необходимо не менее четырех тяжеловозов ТГ-60 или Т-60. Тяжеловозы ТГ-60 на гусеничном ходу применяются на грунтовых трассах, а Т-60 - на трассах с бетонным покрытием. Когда используются два тяжеловоза под передний кронштейн устанавливают балансир (тяжеловозы спаривают с помощью специальной тяги). Задние тяжеловозы могут быть установлены для транспортирования с колеёй по осям тяжеловозов, равной 4000 или 6000 мм. При этом (в зависимости от условий рельефа местности и состояния трассы) рекомендуется два варианта транспортирования. Первый вариант - вышечно-лебедочный блок транспортируется (Рис. 1.4) в собранном виде вместе с устройством для подъема вышки и укрытием. При этом транспортируемая масса блока 208 т, допустимый продольный уклон при спуске 25°, при подъеме 5°, а поперечный крен 2°. При втором варианте- вышечно-лебедочный блок транспортируется с демонтированным устройством для подъема вышки и укрытием (Рис. 1.5). При этом транспортируемая масса 190 т, допустимый уклон продольный при спуске 20°, при подъеме 20°, а поперечный крен 6°.

Насосный блок транспортируется на трех тяжеловозах ТГ-60 или Т-60 (Рис. 1.6). Транспортируемая масса 90 т, допустимый продольный уклон 20°, допустимый поперечный крен 10°, а ширина колеи 3400 мм. Для транспортирования насосного блока необходимо приподнять блок гидродомкратами тяжеловозов на высоту, обеспечивающую зазор между блоком и опорами, убрать из-под блока опоры и балки, опустить блок кронштейнами в гнезда тяжеловозов, закрыть захваты. Установка на фундамент проводится в обратном порядке. Вышки транспортируются в горизонтальном положении на трех тяжеловозах ТГ-60 или Т-60 с применением специального устройства (Рис. 1.7).

Рис.1.4. Первый вариант транспортирования вышечно-лебедочного блока на тяжеловозах ТГ-60

Рис.1.5. Второй вариант транспортирования вышечно-лебедочного блока без разборки на тяжеловозах ТГ-60

Рис.1.6.Транспортирование насосного блока:

1- стойка; 2- насос; 3- основание; 4, 5- тяжеловозы соответственно передние и задние

Рис.1.7.Транспортирование насосного блока:

1- вышка; 2- балкон; 3- тяжеловоз

Устройство для транспортирования вышки.

Устройство для транспортирования вышки (УТВ) предназначено для снятия, транспортирования в горизонтальном положении и установки вышки. Эксплуатирующиеся нефтяные месторождения за последние годы электрифицируются, и поэтому возникла необходимость перетаскивать вышечно-лебедочный блок без поднятой вышки для прохождения под электролиниями. Опускание, разборка, перевозка, сборка и подъем вышки при любой ныне существующей конструкции отнимают в общем цикле значительное время.

Для исключения циклов разборки и сборки вышки вышкомонтажные предприятия своими силами конструировали и изготовляли устройство для транспортирования вышки в горизонтальном положении, а для буровой установки «Уралмаш-3000 ЭУК» УТВ входит в комплект заводской поставки. Устройство транспортирования вышки (Рис. 1.8) состоит из центральной рамы 6, соединенной с двумя поперечными балками - передней 4 и задней 7, которые устанавливаются на три тяжеловоза. Передний тяжеловоз соединяется с передней балкой через поворотный кронштейн 5, что позволяет маневрировать во время перевозки вышки. К поперечным балкам крепятся пальцевыми шарнирами откидные балки. При перевозке вышки в горизонтальном положении откидные балки горизонтальны. При транспортировке порожнего УТВ по дорогам общего пользования на трейлерах или тяжеловозах на пневмо-ходу с целью уменьшения габарита откидные балки могут быть уложены на центральную раму или откинуты в сторону. На откидных балках имеются площадки с овальными отверстиями для крепления к ним вышки с помощью хомутов.

На кронштейнах задней балки имеются специальные гнезда для установки бухты с талевым канатом и барабана 3, с помощью которого талевый канат сматывается с барабана буровой лебедки перед транспортированием вышки. Для вращения барабана для сматывания каната к задней балке крепится специальная площадка 1. Устройство для транспортирования вышки собирается на месторождении из отдельных комплектующих изделий, поступивших с завода. Устанавливаются кронштейны, передний 5 и два задних 8, на переднюю балку и заднюю. Центральную раму устанавливают на две тумбы и собранные переднюю и заднюю балки крепят к ней. На балки устанавливают откидные кронштейны на пальцах. К задней балке крепятся кронштейны, на которые устанавливают ось 2 с барабаном и трубой. Собранное таким образом устройство устанавливают на три тележки. Существуют устройства, которые позволяют транспортировать вышку с балконом верхового рабочего и без него. Исходя из этого меняется и технология установки вышки.

Продольная ось УТВ перед спуском вышки должна ориентировочно совпадать с осью вышки. Вышку опускают на монтажную стойку, при необходимости снимают балкон верхового рабочего или же подтягивают УТВ к местам опоры на него ног вышки, согласно инструкции завода. С помощью гидродомкратов тяжеловозов выводят шарниры ног вышки из опорных гнезд основания. После транспортирования гидродомкратами тяжеловозов ноги вышки вводят в гнезда, т.е. проводится обратная операция. Устройство позволяет транспортировать вышку без разоснастки талевой системы и с оставшимся канатом на бухте. Устройство для транспортирования вышки спроектировано для BMP, входящей в комплект буровой установки Уралмаш-3000 ЭУК. Для остальных вышек предприятия своими силами изготовляют аналогичные устройства. Отличительная особенность этой конструкции - центральная рама ферменного типа, и пневмоколеса установлены стационарно. Усилие при транспортировании передается на центральную ферму.

Рис.1.8.Устройство для транспортирования вышки

1.3 Подготовка оборудования буровой установки к пуску

Вышечно-лебедочный блок:

- отцентрировать главный привод лебедки и ротора при необходимости и закрепить к основанию, проверить положение вышки относительно оси скважины, отклонение не более 50 мм;

- проверить работоспособность вспомогательного привода;

- проверить воздушную систему и ввод ее к исполнительным механизмам;

- произвести ревизию всех цепных передач и цепей в коробке перемены передач, непригодные к дальнейшей эксплуатации заменить;

- проверить и восстановить герметичность защитных кожухов цепных передач;

- проверить маслосистему, установить манометр на нагнетательной линии, отрегулировать подачу масла на каждый узел;

- проверить все шинно-пневматические муфты, при необходимости заменить;

- заменить изношенные тормозные колодки и отревизировать тормозную систему;

- проверить работоспособность пневмоцилиндра аварийного тормоза;

- отревизировать успокоитель талевого каната и обеспечить плавность перемещения системы роликов по направляющим;

- проверить надежность крепления ходового и неподвижного концов талевого каната, приспособления для крепления неподвижного конца к основанию;

- проверить блокировку ротора (против подъема), пуск основного двигателя (при наличии масла в системе), противозатаскивателя талевой системы;

- смонтировать ПКР-560 в сборе и подвести воздушную линию;

- проверить самовозврат ручек крана из любого положения в вертикальное на пульте управления ключом АКБ-ЗМА2, отревизировать краны;

- проверить работоспособность ротора, его крепление;

- обеспечить элементы талевой системы защитными кожухами, все крепежные детали закрепить и зашплинтовать;

- обеспечить надежную фиксацию стола ротора;

- проверить работоспособность приспособления укладки труб на мостки;

- устранить утечку воздуха в пневмосистеме и исполнительных механизмах;

- заполнить смазкой (прошприцевать) все подшипники талевой системы, лебедки, буровых насосов, при первичном и повторных пусках буровой установки и далее по графику;

- закрепить вспомогательную лебедку к основанию, отрегулировать колодочный тормоз, фрикционную муфту, заменить при необходимости диски;

- обеспечить надежную фиксацию в любом положении рукоятки переключения большого и малого барабанов лебедки;

- отремонтировать защитные кожухи всех исполнительных механизмов;

- смонтировать ключ АКБ-ЗМА2 и обвязать с пультом;

- установить пульты превенторной установки и обвязать их между собой;

- провести ревизию кранбалки и тельфера, заправить редуктор маслом;

- проверить надежность соединений подкосов и стойки, работоспособность крана 8КП-2;

- произвести испытание кранов поворотных и кранбалки;

-обновить все надписи на механизмах.

Насосный блок:

- произвести разборку гидравлической части буровых насосов, визуально отбраковать узлы и детали (при необходимости подготовить к замене);

- вскрыть механическую часть насоса;

- слить отработанное масло;

- проверить регулировку подшипников вала эксцентрикового;

- произвести ревизию пальцев и накладок крейцкопфов, их направляющих. При необходимости установить регулировочные прокладки, отбракованные детали заменить;

- произвести сборку механической части насоса;

- смазать подшипники насоса, произвести заправку масляных ванн свежим маслом;

- проверить пневмокомпенсаторы, непригодные к эксплуатации, заменить и установить манометры, закачать воздух;

- восстановить (или провести новую) воздушную линию к ДЗУ-250 и обвязать шлангами с хомутами;

- восстановить (смонтировать) систему охлаждения и смазки штоков совместно с насосной установкой;

- произвести сборку гидравлической части буровых насосов;

- проверить крейцкопфы насоса, при необходимости негодные к эксплуатации детали заменить;

- проверить натяжение приводных клиновых ремней, при необходимости произвести замену и натяжение;

- произвести центровку электродвигателя с приводом насоса;

- произвести ревизию спаренных ШПМ-500 приводов насосов, отбракованные ШПМ-500 и шкивы заменить, обеспечить центровку двигателей и трансмиссионных валов приводов насосов;

- восстановить пульт и воздушную систему управления насосами;

- установить вентили перед пультами управления при подводе воздуха к ним;

- проверить надежность крепления КП- 500 и наличие ограничителей на конце стрелы;

- проверить ограждения насосов;

- прошприцевать подшипниковые узлы приводов насосов;

- произвести ревизию ручных талей КП-500;

-произвести пробный пуск насосов.

Компрессорный блок:

- вскрыть компрессоры, проверить состояние подшипников коленчатого вала;

- произвести регулировку подшипников;

- проверить состояние клапанов компрессоров, при необходимости заменить;

- заменить масло в компрессорах;

- проверить натяжение ремней, исправность ограждений вентиляторов;

- смонтировать и произвести центровку компрессоров с электродвигателями;

- заменить при необходимости резино­вые вибропоглощающие подушки;

- восстановить воздушную систему, при необходимости заменить обратный клапан;

- установить вентили на нагнетательной линии каждого компрессора, обеспечивающие запуск компрессора без нагрузки (при отсутствии автоматической разгрузки линии);

- пропарить ВБ-1 для удаления из нее спекшегося хлористого кальция, проверить правильность ее обвязки с воздухосборниками;

- смонтировать или восстановить систему разгрузки компрессоров, отрегулировать клапан;

- произвести ревизию предохранительных клапанов, отрегулировать, опломбировать;

- при необходимости заменить манометры на воздухосборниках;

- заправить воздухоосушку хлористым кальцием.

Блок очистки глинистого раствора:

- произвести ревизию шламовых насосов, отбраковать и заменить быстроизнашивающиеся детали;

- произвести сборку, обеспечив соосность всасывающего патрубка насоса с храпком трубопровода от емкости;

- произвести ревизию быстроизнашивающихся деталей гидроциклона, отбраковать и заменить негодные;

- произвести натяжение сеток при подготовке вибросита к работе, отремонтировать подвижную часть, проверить исправность вибровала, крепление;

- проверить, при необходимости заменить, манометр на нагнетательной линии шламовых насосов;

- установить электродвигатель, отцентрировать, установить ремень и защитный кожух;

- проверить запорную арматуру на нагнетательной линии;

- произвести ревизию глиномешалки (гидромешалки).

studfiles.net

Отчет по производственной практике на бурение скважины

Содержание

Введение

За время практики изучил оборудование и инструменты, используемые при добыче и транспортировке нефти, а также ее первичной подготовке (сброс воды и обессоливание на ЦПС). Научился уходу за устьевой арматурой скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН и с ОРЭ. Производил отбор проб скважинной продукции, сбор сальникового устройства на полированном штоке и набивку сальников, осмотр и заливку реагентов (ингибиторы парафиноотложения и деэмульгаторы) в УДЭ, наблюдал за проведением различных мероприятий (спуско-подъемные операции, кислотная обработка, запуск скважины после ее перевода с ЭЦН на ШГН, очистка трубопровода от парафина запуском очистных устройств: «торпеды» или «пули», очистка НКТ от парафина с помощью механических и автоматических скребков, выявление возможных неисправностей насоса ШГН путем опрессовки и т.д.).

Практика произвела на меня хорошее впечатление. В коллектив влился довольно быстро, привыкнуть к рабочему графику также не представляло особой сложности. Работа по началу казалась сложной, но за первые два-три дня освоился и далее не испытывал каких-либо трудностей. Коллектив был отзывчивый и помогал, если возникали какие-либо вопросы.

В целом, я считаю, что практика оказала на меня благотворное влияние,  значительно расширила мой кругозор, позволила, хоть и ненадолго, окунуться в мир нефтяной промышленности, вдохновила на то, чтобы серьезно учиться и в итоге стать нефтяником-профессионалом, востребованным на рынке труда.

Геолого-технический наряд на бурение скважины

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

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

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

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

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

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

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

Схема промывки скважины при бурении

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

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

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

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

Элементы обсадной колонны

Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.

Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят дополнительные элементы: башмак, обратный клапан, заливочный патрубок, упорное кольцо, заливочную муфту, трубные пакеры, центраторы (фонари), скребки.

Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска. Используются башмаки различной конструкции: простейшая представляет собой короткий отрезок стальной толстостенной трубы с фасками (наружной и внутренней) на нижнем торце. Такие башмаки устанавливают на обсадных колоннах большого диаметра, начиная с 351 мм.

Обычно в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Она имеет конусообразную или сферическую форму и изготовляется из легко разбуриваемого материала: бетона, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и стальные. Благодаря своей форме, пробка облегчает прохождение обсадной колонны на участках искривления ствола. В самом кольце башмака или в направляющей пробке делают боковые отверстия, через которые цементный раствор закачивается в затрубное пространство.

Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны. В зависимости от конструктивных особенностей обратные клапаны могут выполнять дополнительные функции: дифференциальный клапан при спуске колонны допускает регулируемое частичное заполнение обсадной колонны жидкостью, обратные клапаны типа ЦКОД допускают постоянное заполнение колонны и срабатывают после введения дополнительного запорного элемента (шарика) и т.п. Выбор конструкции клапана зависит от конкретных условий в скважине, и прежде всего от опасности проявлений и наличия зон поглощения.

Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком (ниже обратного клапана). Он представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной колонны. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство при цементировании обсадной колонны.

Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливают в обсадной колонне на 20 - 30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит для задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого чугуна, иногда применяют упорные кольца, изготовленные из цемента.

Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в нужный момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем вновь их перекрыть. Место установки муфты определяется заранее по протяженности интервалов цементирования.

Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания надежной изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устанавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горных пород. В большинстве конструкций пакеров надежная изоляция достигается деформированием эластичного элемента, надетого на корпус, и плотным его смыканием со стенками ствола скважины. По способу перевода в рабочее состояние трубные пакеры подразделяются на гидравлические и механические. В гидравлическом пакере под уплотнительный элемент поступает жидкость, вызывая его деформацию в поперечном размере. В механическом пакере эластичный элемент деформируется за счет разгрузки на него части веса самой обсадной колонны.

Центраторы («фонари») устанавливают на обсадной колонне для поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и создания благоприятных условий для равномерного распределения цементного раствора по кольцевому зазору. Как считают некоторые исследователи, центраторы также способствуют снижению сил трения при спуске колонны и более полному замещению цементным раствором жидкости, находившейся в затрубном пространстве. Как правило, применяют пружинные центраторы, при использовании которых центрирование колонны в стволе скважины осуществляют с помощью пружинных арочных планок, концы которых закреплены на кольцах-обоймах. По конструкции колец центраторы подразделяют на разъемные и неразъемные. Кольцо-обойма состоит из двух шарнирно соединенных половинок. Такой центратор легко надевается на обсадную трубу над устьем скважины при спуске колонны. У неразъемных центраторов кольца-обоймы целые, они должны быть предварительно надеты на трубу. Продольное перемещение центраторов по трубе ограничивается стопорным кольцом, которое располагается между кольцами-обоймами.

Эффект центрирования зависит от правильности выбора интервала установки центраторов по стволу и расстояния между цент-раторами на колонне. Центраторы размещают на наиболее ответственных участках колонны, где надежность изоляции имеет очень большое значение (интервал продуктивного горизонта и его кровли, низ обсадной колонны и т. п.).

Скребки устанавливают на обсадной колонне для удаления глинистой корки со стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного камня со стенками ствола скважины. Известны две разновидности конструкции скребков - круговые и прямолинейные.

Противовыбросовое оборудование

Устье скважины при бурении, опробовании, а также при испытании герметизируют с помощью специального противовыбросового оборудования. В комплект противовыбросового оборудования входят плашечные, универсальный, вращающийся превенторы, аппаратура для дистанционного и ручного управления ими, а также система трубопроводов обвязки с задвижками (или кранами) высокого давления, имеющими дистанционное управление.

При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, выполненными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему уплотнению.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т. д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе; выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

Коллекторские свойства продуктивных пластов

Пористостью определяется способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды, т.е. пористость характеризует наличие пустот (пор) в породе. Каналы, образуемые порами, можно разделить на крупные (диаметром более 0,5 мм), капиллярные (0,0002…0,5 мм) и субкапиллярные (менее 0,0002 мм).

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца называется коэффициентом полной пористости. Его величина колеблется в широких пределах: от 0,05…1,25% у магматических пород до 6…52% у песков.

Ввиду того, что коэффициент полной пористости не учитывает наличие связи между порами и, соответственно, фильтации через них пластовых флюидов, используются коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент открытой пористости – это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой. Коэффициент эффективной пористости – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

student.zoomru.ru

Отчет по первой производственной практике в Губкинском филиале ООО «РН-бурение» - Рефераты по транспорту - Я ботаник

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин     

                    

СОДЕРЖАНИЕ

     Введение

Схема расположения кустов на Комсомольском месторождении

Проект на бурение  горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А

Программа на проводку горизонтальной скважины № 7172А куста  № 102А

Проект на бурение  горизонтальной скважины № 9185А куста  № 102А

Программа на проводку горизонтальной скважины № 9185А куста  № 102А

Геолого-технический  наряд

1 Эксплуатация  буровых установок

    1.1 Монтаж буровых установок

       1.1.1 Подготовительные работы перед монтажом

       1.1.2 Строительство фундаментов

       1.1.3 Способы сооружения буровых установок

    1.2 Транспортирование кустовой БУ

       1.2.1 Транспортирование с куста на куст

       1.2.2 Транспортирование буровой установки «УРАЛМАШ 3000 ЭУК»

    1.3 Подготовка оборудования буровой установки к пуску

2 Подготовительные работы к бурению скважин

3 Применяемая буровая установка и ее состав

    3.1 Буровая установка БУ 3000 ЭУК

    3.2 Комплексы буровой установки и их состав

    3.3 Схема обвязки буровых насосов

    3.4 Оснастка талевой системы

    3.5 Схема обвязки устья скважины

4 Механическое бурение

    4.1 Режим бурения

    4.2 Гидравлическая программа промывки скважины

5 Гидравлические забойные двигатели

6 Профил ствола скважины

7 Буровые растворы

    7.1 Общие положения

    7.2 Химические реагенты и их приготовление для обработки БР

    7.3 Обработка бурового раствора

    7.4 Контроль параметров бурового раствора

    7.5 Очистка бурового раствора

    7.6 Требования безопасности при  работе с химическими реагентами

    7.7 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

8 Крепление  скважин

9 Организация работы в буровой бригаде

ВВЕДЕНИЕ

     Первую  производственную практику я проходил в Губкинском филиале ООО «РН-бурение» с 30.07.2007 по 01.08.2007. На работу был направлен на Комсомольское месторождение на куст «102А», расположенное в РФ, ЯНАО, Тюменском области, Пуровском районе в 20 километрах от г. Губкинский, которое разрабатывается с 1987 года.  В начале 2007 года руководством компании буровой бригаде №10 была поставлена следующая задача: передать «Заказчику» 8 скважин эксплуатационного назначения.

     Месторождение разрабатывается кустовым бурением горизонтальных скважин с пилотным стволом. В период прохождения практики в составе буровой бригады выполнены следующие основные этапы строительства скважины: добурение первой в группе скважины № 7172А с дальнейшей сдачей ее в эксплуатацию; передвижка БУ 3000 ЭУК-1М; бурение шуфа, второй в группе скважины № 9185А; спуск направления, кондуктора, промежуточной колонны.

     Расположение  кустов в районе деятельности ООО «РН-бурение» на Комсомольском месторождении приведена ниже. А также документы, фактический материал, проекты и программы куста № 102А на проводку горизонтальных скважин с пилотным стволом № 7172а и № 9185А. 

     

     1 Эксплуатация буровых установок

     Эксплуатация БУ на всех стадиях производственного цикла строительства скважин регламентируется следующими документами:

      1. Инструкцией по монтажу и эксплуатации БУ.

      2. Регламентами работ на каждом этапе строительства скважины.

      3. Должностными инструкциями обслуживающего персонала.

     Основным  документом, используемым при строительстве скважин, является технический проект.

     Обычно  весь процесс эксплуатации установки разделяется на четыре этапа: монтаж (первичный и повторный), строительство скважины, демонтаж и транспортирование.

     Монтаж, демонтаж и транспортирование буровой установки обычно осуществляются специализированной вышкомонтажной бригадой, проходка скважины- буровой бригадой, в обязанности которой входят как непосредственно сооружение ствола, так и участие в подготовительных работах.

     1.1 Монтаж буровых установок

     Весь  процесс монтажа можно условно  разделить на ряд этапов, включающих подготовительные работы, строительство подъездных путей и подготовку площадки (строительство фундаментов), сборку узлов буровой установки.

     Комплекс монтажных работ определяется: назначением и конструкцией скважины; условиями проводки; способом бурения; применяемым технологическим оборудованием.

     Наиболее  часто при использовании традиционного оборудования работы, проводимые до начала бурения скважины, включают такие операции, как:

     1. Подготовка площадки для бурения,  фундамента для буровой установки, подъездных путей, коммуникаций для подвода энергии, водоснабжения.

     2. Транспортировка и монтаж оборудования и технологического инструмента.

     3. Проверка и наладка основных узлов буровой установки: оснастка талевой системы; установка ротора; соединение бурового шланга со стояком и вертлюгом; оснащение буровой элементами малой механизации, механизмами и инструментами для выполнения спуско- подъемных и других работ в процессе проходки скважины; проверка и регулировка узлов комплекса механизмов АСП; размещение бурового, слесарного и другого вспомогательного инструмента, противопожарного инвентаря и средств по технике безопасности; обкатка дизелей и проверка бурового оборудования; приготовление бурового раствора; бурение шурфа и установка шурфовой трубы.

     В некоторых районах подготовительные работы к бурению осуществляют специальные подготовительные бригады.

     Перед сдачей буровой в эксплуатацию проверяют правильность монтажа оборудования и опробуют его без нагрузки. Вначале проверяют отдельные агрегаты, а затем всю установку. Для этого запускают двигатели силовых агрегатов и компрессоров, включают муфты и опробуют на холостом ходу работу трансмиссий, редукторов, лебедки, насосов и ротора. Во время обкатки двигателей внутреннего сгорания настраивают и проверяют синхронность их работы, подачу и расход топлива, давление и температуру в масляной системе, систему управления двигателями, герметичность всей обвязки и показания приборов. Особое внимание обращают на работу предохранительных устройств, на срабатывание механизма противозатаскивателя талевого блока под кронблок и правильность подключения его в общую схему пневмоуправления. Определяют величину инерционного пробега талевого блока после срабатывания конечного выключателя. Для этого трос противозатаскивателя устанавливают на расстоянии 20 - 25 м от рамы крон-блока и на максимальной скорости подъема талевого блока определяют расстояние его инерционного пробега до полной остановки. Тормозной путь должен быть в пределах 5-6 м. Результаты испытания оформляют актом с указанием величины тормозного пути.

referat.yabotanik.ru

Министерство образования и науки рт

Альметьевский государственный нефтяной институт

Факультет нефти и газа

Кафедра Бурения НиГ скважин

ОТЧЕТ

по производственной практике

выполнил

студент гр. 18-21, Хабибуллин А.А.

проверил

преподаватель Пашина А.Ф.

Альметьевск 2012г.

СОДЕРЖАНИЕ

I.УНИРС на тему «Техника и технология строения скважин малого диаметра».

1.Введение………………………………………………………………………3-4

2. Особенности техники бурения скважин малого диаметра………………5-7

3. Особенности технологии бурения скважин малого диаметра…………...8-13

4. Разработка оптимальных вариантов конструкций скважин малого диаметра…………………………………………………………………….14-15

5. Разработка режимов и компоновок для бурения скважин малого диаметра…………………………………………………………………….16-17

6.Преимущества бурения скважин с уменьшенным диаметром………..18-20

7. Недостатки скважин малого диаметра……………………………….........21

8.Вывод СМД…………………………………………………………………22-23

II.Новые технологии в бурении

Бурение скважин.

1.Кустовое бурение………………………………………………………. 24-26

2.Бурение многозабойных скважин…………………………………….27

3.Бурение горизонтальных скважин и их ответвлений……………..28-30

III.Список использованной литературы………………………………..31

Введение.

В условиях рыночной экономики приоритетными стали следующие показатели: себестоимость одной тонны добытой нефти; срок окупаемости капитальных вложений; прирост запасов с наименьшими затратами; рентабельность разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

При этих условиях концепция бурения скважин малого диаметра (СМД) с использованием меньшей буровой установки и менее громоздкого оборудования является очень актуальной. Для таких скважин потребляется меньшее количество буровых растворов, обсадных труб, цемента, энергоресурсов: генерируются меньшие объемы шлама, требуется меньшая численность персонала буровых бригад для эксплуатации и содержания буровых.

Анализ современного мирового опыта в этом направлении показывает, что как на неосвоенных отдаленных площадях, так и в районах нефтяных месторождений с развитой инфраструктурой, бурение СМД подтвердило возможность сокращения расходов до 15-40 % 1. При современной экономической ситуации нецелесообразна проводка скважин обычного диаметра в тех случаях, когда возможно бурение малогабаритных скважин.

Повторный ввод месторождений в эксплуатацию, углубление скважин, забуривание боковых стволов, в том числе и боковых горизонтальных стволов, безамбарное и разведочное бурение – все это быстрорасширяющиеся области применения СМД. Одним из перспективных направлений является строительство скважин малого диаметра при доразработке нефтяных месторождений.

Для поддержания добычи нефти на требуемом уровне возникла необходимость бурения скважин в водоохранных зонах, где предъявляемые требования экологов являются особенно жесткими, и обеспечить которые при существующей технологии невозможно. В этой связи особого внимания заслуживает вопрос о применении скважин малого диаметра при ведении буровых работ в экологически ранимых районах по безамбарной технологии, так как затраты на освоение и утилизацию отходов бурения пропорциональны объему выбуренной породы, который снижается вдвое.

В каждую технологическую схему разработки месторождения, находящегося на завершающей стадии эксплуатации, закладываются дополнительные объемы буровых работ, которые не выполняются по экономическим причинам, в связи с высоким уровнем капитальных вложений на бурение.

Уменьшение стоимости буровых работ – цель любой нефтедобывающей компании, поскольку от этого в значительной степени зависит рентабельность разработки месторождения.

studfiles.net


Смотрите также