Расчеты в технике и технологии бурения скважин. Техника и технология бурения скважин

Добываемая нефть Туймазинского месторождения оказалась низкого качества содержала много серы парафина и была не пригодна для эксплуатации. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки а и б для средней – в и г для нижней – д. Характерным для девонских попутных газов является: – отсутствие сероводорода; – относительная плотность выше единицы 10521; – содержание азота 133 по объему; – относятся к жирным газам. Вышки предназначены для размещения талевой системы в установки в вертикальном положении бурильных свечей.

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Октябрьском

КАФЕДРА РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ

г. Октябрьский

2014

Министерство образования и науки российской федерации

Филиал государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

в г. Октябрьский

Кафедра «Разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений»

З А Д А Н И Е

на учебную практику

Студенту группы ___ БГР-13-11________________

Место прохождения практики НГДУ «Туймазанефть»

Срок прохождения практики с «7»_ июля _ по « 3 » августа 2014 года.

Необходимо собрать и представить в виде отчета следующую информацию :

1. Разработка Туймазинского месторождения

1.1. Истории разработки Туймазинского месторождения

1.2. Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения

1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.4. Общая характеристика продуктивных горизонтов

1.5. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2.2. Подготовительные работы к бурению

2.3. Основное буровое оборудование

3. Добыча нефти и газа

3.1. Станок- качалка (основные узлы, виды, принцип работы)

3.2. Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» (принцип работы, основные узлы)

3.3 Трубный водоотделитель.

4. Лабораторные исследования нефти

5. Экскурсии.

6. Заключение.

7. Список использованной литературы и материалов.

Руководитель практики от УГНТУ Зиганшин С.С.

Студент Егоров Д.С,

1. РАЗРАБОТКА ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 История разработки Туймазинского месторождения.

Туймазинское месторождение начали разрабатывать 7 мая 1937 года. В этот день была пробурена скважина № 1 буровой бригадой Лебедева. Глубина скважины была 1050 метров, суточный дебит которой составлял 2-3 тонны.

С 1937 года по 1944 год было пробурено всего 75 скважин, суточный дебит которых составлял 150 тонн нефти. Добываемая нефть Туймазинского месторождения оказалась низкого качества, содержала много серы, парафина и была не пригодна для эксплуатации. Поиски нефти продолжались и с 26 сентября 1944 года ударил мощный фонтан девонской нефти с глубины 1750 метров. Пробуренная скважина № 100 имела суточный дебит 250 -300 тонн нефти, то есть почти в два раза больше, чем 75 скважин, пробуренных до нее.

Нефть была хорошего качества. Скважина № 100 была пробурена двумя бригадами: бригадой Ашина и бригадой Трипольского. Бригада Ашина пробурила до 1100 метров, но нефть не нашли, бригада Ашина перевелась в Ишимбайское месторождение. Но согласно расчетам и анализам здесь должна была быть нефть, и бригада Трипольского продолжила бурить сотую скважину и не ошиблась - ударил мощный фонтан. Скважины №1 и №100 находятся недалеко друг от друга. Бурение скважин осуществлялось "ПРЕСТ ТУЙМАЗАГОРНЕФТЬ" - одним из самых передовых буровых предприятии Советского Союза.

Большой вклад в развитие Туймазинского месторождения внесли такие буровые мастера, как: Поликовский И. Б.(герой социалистического труда); Михайлов Д.И.(герой социалистического труда) которому уже 93 года, являющиеся буровым мастером №1. Михайлов и Поликовский пробурили 40000 метров; Куприянов И.Д.(герой соц. труда); Юрк Д.Д.(почетный нефтяник СССР); Вильданов Т.М.(герой соц. труда); операторы: Морданшина Л.Х. (герой соц.труда, депутат верховного совета СССР). Также большой вклад внес Разгоняев Н.Ф.- начальник НГДУ.

Максимальная добыча нефти по объединению производства "Башнефть" приходится на 1966-1967 года - 45-47 миллионов тонн. В настоящее время добывается 14-15 млн тонн нефти. Максимальная добыча НГДУ "Туймазанефть" приходиться на 67-68 года - 15-16 млн тонн нефти. В настоящее время 1 млн 400 тысяч тонн нефти. Максимальная добыча нефти по стране приходиться на конец 70-х годов - 620-630 млн тонн нефти. В настоящее же время добывается 510 - 520 млн тонн нефти. По открытию Ромашкинского месторождения, открытого в 1047 году, максимальная добыча нефти по Татарстану составило 110-120 млн тонн. В настоящее время добывается 25-28 млн тонн нефти.

1.2. Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения.

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск. В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик – левый приток реки Камы. Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 оС, а минимальная – минус 40 оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5–2 м. Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения

В геологическом строении района принимают участие отложения: архея, протерозоя, которые слагают кристаллический фундамент, и палеозоя - осадочный чехол.

Палеозой представлен: девонской, каменноугольной и пермской системами. Его общая мощность 1150-1800 метров. Кристаллический фундамент представлен пародами: граниты, гнейсы, диориты.

Девонская система (D ). Представлена двумя отделами:

1. Средний отдел: ейфельский ярус (D 1 ef ), живетский (D 1 gv ).
2. Верхний отдел: франкский (D 2 fr ), фаменский(D 2 fm )/

Средний девон и низы франкского яруса сложены терригенными пародами: аргелиты, алевролиты, песчаники и нефтеносные песчаники.

Большая часть верхнего девона имеет карбонатный состав: доломиты, известняки с нефтепроявлениями. Общая мощность девонского яруса 400 метров.

Каменноугольная система (С). Представлена тремя отделами:

1. Нижния отдел: турнейский ярус (C 1 t ), везейския ярус (C 1 v ), серпуховской (C 1 s ).
2. Средний: башкирский ярус (C 1 b ), московский ярус (C 1 m ).
3. Верхний отдел С 3 .

По литологическому составу система сложена карбонатными пародами: доломиты, известняки, а в верхней части гипсы и ангидриты. Общая мощность каменноугольной системы 850 метров.

Пермская система (P ). Представлена двумя отделами:

1. Нижний отел: ассельский (P 1 a ), сакмарский (P 1 s ), кунгурский (P 1 k ) ярусы.
2. Верхний отдел: уфимский (P 2 y ), казанский (P 2 kz ), татарский (P 2 t ).

Нижний отдел представлен карбонатами: доломиты, известняки, а верхняя часть гипсы и андегриды. Верхний отдел представлен терригенными.

Общая мощность составляет 500 метров.

Четвертичная система (Q ).

Отложения четвертичной системы развиты по долинам рек и у подножий склонов и представлены песками суглинками, глинами и галькой.

В районе практики в склоне горы Заитовская мы наблюдали выход коренных горных парод уфимского яруса, обнажения глины красно-бурого цвета с прослойками олевралита мощностью от 1 до 20 сантиментов, а толщина всего комплекса 6-7 метров. Выше по склону залегают глины красного, желтого, серого цвета, листоватая, плитчатая и олевралит, мощностью 10 метров.

На вершине глыбоватые отдельности песчаников уфимского яруса коричневато-красного цвета. Структура мелкозернистая, текстура параллельно-слоистая с тонкими прослойками глины полимиктового состава на карбонатном цементе мощностью 3-4 метра.

1.4 Общая характеристика продуктивных горизонтов.

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты D NNN и DЙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт D NN в муллинских отложениях, пласт D N в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса, продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты D N , D NN , D NNN , D N V, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи – упруговодонапорный. Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DЙЙЙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей – упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление – 17,7 МПа. Продуктивный горизонт DЙЙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DЙЙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9%, проницаемость – 0,411 мкм2. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18Ч7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7–1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5-2 км и крупные 7-11 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм2. В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42 на 22 км, остальные залежи небольшие. Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса. Продуктивные отложения представлены известняками. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм2. В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа. Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса, а именно в кизеловском продуктивном горизонте. Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. Основная залежь имеет размер 8-30 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 3,5-8 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм2. Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления. Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью.

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

Нефти залежей пластов DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DΙ происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м3) и вязкость (2,02 мПа·с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.

Нефть терригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8–1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м3/т и в среднем составляет 22,0 м3/т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т. В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м3, общая минерализация достигает 8,68 млн. молей/м3.

Данные исследований показали, что состав газа горизонтов DΙ и DΙΙ практически одинаковый. Газ пласта DΙV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.

Характерным для девонских попутных газов является:

– отсутствие сероводорода;

– относительная плотность выше единицы (1,0521);

– относятся к жирным газам.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980; плотность газа турнейского яруса – 1,0529.

2. Техника и технология бурения скважин

2.1. Строительство и передвижение буровой вышки.

Основным параметром буровой установки является грузоподъемность, определяющая конструкции и характеристики бурового и энергетического оборудования, входящего в нее. Потребная грузоподъемность буровой установки зависит от конструкции скважины, которая определяет нагрузки, возникающие при спуске и подъеме бурильной и обсадной колонн. Так как вес бурильной колонны, как правило, больше веса обсадной колонны, спускаемой после завершения бурения определенного интервала, грузоподъемность буровой установки должна соответствовать весу бурильной колонны.

Поэтому буровые установки должны характеризоваться номинальной грузоподъемностью, при которой осуществляется длительная эксплуатация оборудования, и максимальной грузоподъемностью, определяемой кратковременными перегрузками оборудования. Естественно, что разница между номинальной и максимальной грузоподъемностью должна увеличиваться с ростом глубины скважины, так как возможности кратковременной перегрузки оборудования при бурения глубоких скважин значительно больше, чем при бурении мелких скважин.

Буровые установки класса ВУ-50. В настоящее время применяют буровые установки двух типов этого класса: БУ-50Бр-1 с дизель-, электрическим приводом и БУ-50БрД с дизель-гидравлическим приводом.

Все механизмы буровой установки БУ-50Бр-1 (рис. 7) смонтированы на четырех основных блоках: вышечно-роторном, лебедочном и двух насосных.

Рис. 1. Буровая установка БУ-50Бр

Буровые вышки и их сооружение.

Вышки предназначены для размещения талевой системы в установки в вертикальном положении бурильных свечей.

В последние годы при бурении скважин глубиной до 3000 м все большее распространение получают секционные мачты-вышки А-образного типа (буровые установки БУ-50Бр-1, БУ-50БрД, БУ-75Бр, БУ-75БрЭ, БУ-80БрД, Уралмаш 125БД-70, Уралмаш 125БЭ-70),

Вышки ВМ-41 высотой 41 м предназначены для бурения скважин при ожидаемой номинальной грузоподъемной силе до 150 тс. Ноги и пояса вышки изготовляют из 168-мм отработанных бурильных труб, тяги - из стальных 22-ми прутков. Вышка состоит из 10 секций (панелей), имеющих высоту 4 м. Пояса присоединяются к ногам с помощью хомутов болтами. Размер верхнего основания 2х2 м, нижнего 8х8 м. На верхнем основании пирамиды устанавливают под кронблочные балки, к которым крепится кронблок, окруженный площадкой с перилами.

Рис. 2. Схема передвижения вышки:

1 - неподвижный блок; прикрепленный к саням-якорю,. задавленным трактором в грунт; 3 — тяговый трактор

Вышки башенного типа высотой 41 и монтируют с помощью подъемника ПВК-1, а высотой 53 м — с помощью подъемника ПВ2-45. Подъемник состоит из четырех сдвоенных стоек 1, выполненных из бурильных труб диаметром 168 мм и высотой около 6 м. Внутри сдвоенных стоек размещены полиспасты 4. Связь стоек в жесткий каркас осуществляется верхними 2 и нижними 5 поясами из бурильных труб и тягами 3 из круглого железа.

Неподвижная часть талевой системы крепится к наголовнику стоек, а подвижная — к несущим балкам S , поперек которых положены две несущие 273-мм трубы б и 7. К этим трубам с помощью хомутов крепят пояса вышки. Пару талей, поддерживающих одну несущую балку, обслуживает одна лебедка, привод которой осуществляется от электродвигателя мощностью 10 кВт.

Вышку монтируют в следующем порядке. На полу буровой собирают наголовник вышки, поперечину которого соединяют хомутом с несущей трубой. Затем с помощью талевой системы несущие балки вместе с собранным наголовником поднимают на высоту 4—4,3 м. На полу буровой под поднятым наголовником собирают первую секцию и соединяют ее с приподнятым наголовником. Затем несущие трубы отсоединяют от наголовника, опускают их на несущих балках вниз, присоединяют к ним с помощью хомутов пояса собранной секции и, включив электродвигатель лебедок, поднимают секцию вышки. с собранным наголовником. После этого на полу монтируют следующую секцию вышки и присоединяют к поднятой, поднимают ее и на полу монтируют третью секцию, и так до самой нижней секции.

При перемещения бурового оборудования вышку башенного типа выгодно в случае благоприятных рельефных условий не разбирать, а передвигать в собранном виде.

Вышки А-образного типа монтируют в горизонтальном положении и поднимают в вертикальное с помощью стрелы и буровой лебедки или трактора.

2.2 Подготовительные работы к бурению

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, талевого каната, соединяющего неподвижные и подвижные блоки кронблока и талевого блока, бурового крюка и штропов, с помощью которых на крюке подвешивается груз. Один конец талевого каната специальным устройством крепится к основанию вышечного блока, а другой конец, огибающий поочередно ролик кронблока, ролик талевого блока, ролик кронблока и т. д. присоединяется к барабану лебедки.

Оснастку осуществляют следующим образом. Затем конец талевого каната, называемый ходовым, закрепляют в тормозной шайбе лебедки, наматывают на ее барабан 8—10 витков, опускают талевый блок на пол буровой и зажимают неподвижный конец в специальном приспособлении. При 41-м вышке и оснастке 4x5 расходуется 450 м каната, а при оснастке 5x6 — 570 м. При 53-м вышке и оснастке 6x7 длина каната увеличивается до 850 м.

Так как при спускоподъемных работах интенсивнее изнашивается та часть каната, которая наматывается на барабан, целесообразно по мере износа ходовую часть каната отрубить и затем перепустить канат, смотав часть его с бухты. В настоящее время заводы поставляют канаты длиной 1200 и 1500 м, что позволяет перепускать их по несколько раз, экономя при этом затрату времени на переоснастку талевой системы.

Кронблоки. Конструктивно кронблоки буровых установок отличаются друг от друга главным образом числом канатных роликов, числом и расположением осей, на которых они установлены.

Буровые установки классов БУ-50 и БУ-80 снабжены кронблоками, имеющими пять канатных роликов, установленных на одной оси.

Буровые установки класса БУ-125, укомплектованные башенной вышкой, снабжены кронблоком, имеющий две секции с соосным расположением осей, на каждой из которых установлено по три канатных ролика (рис. 11).

Буровые установки БУ-125, укомплектованные А-образной вышкой и механизмами АСП, имеют кронблок с тремя секциями, на оси одной из которых смонтировано три, на оси другой — два и на оси третьей - один канатный ролик. Оси трех- и двухблочной секций расположены соосно, а оси одноблочной секции — перпендикулярно им (Через блок одноблочной секции проходит ходовая ветвь талевого каната. Кронблок может быть использован и в буровых установках этого класса, не оснащенных комплексом механизмов АСП.

Рас. 3. Кронблок буровых установок класса БУ-125

1 — сварная рама; 2 — секции канатных блоков; 3 и 4 — разъемные опоры; 5 — вспомогательный блок; 6 — тартальный блок; 7 - подвески вспомогательного и тартального блоков; 9 — защитные кожи; 10 — дюбели, предохраняющие оси от проворачивания; 11 — гайки крепления кожуха; 12 — угольники для крепления кожухов к раме.

Талевый блок крюкоблок а состоит из двух щек 9, к которым с обеих сторон приварены накладки 5. В верхней части щеки соединяются траверсой, а в нижней - входят в карманы кронштейнов корпуса крюка 6 и соединяются с ним при помощи съемных осей 7. В средней части щеки имеют расточку для оси 10, на которой на двухрядных роликовых подшипниках установлено пять канатных роликов, закрытых защитным кожухом 12.

Крюк крюкоблока состоит из корпуса 6, в котором на мощном шариковом подшипнике находится ствол 5, центрального рога крюка 1, соединенного со стволом при помощи пальца 4, и двух боковых рогов 2. В зазоре между корпусом и стволом размещается грузовая пружина, которая служит для приподъема на муфты отвинчиваемой свечи, стоящей на элеваторе или зажатой в клиньях ротора.

Рис. 4 крюкоблок буровой установки класса БУ-125

Зев центрального рога предназначен для подвешивания вертлюга, а два боковых рога - элеваторов (с помощью штропов). Для предупреждения выпадания штропов предусмотрены запорные скобы 3 и 14.

2.3 Основное буровое оборудование

Буровое оборудование

Талевая система предназначается для проведения спускоподъемных операций, поддержания на весу бурильного инструмента и обсадной колонны. Талевая система является полиспастом, который в буровой установке предназначен для снижения скорости движения поднимаемого груза и уменьшения натяжения подвижного конца талевого каната при его навивке на барабан лебедки. Состоит она из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки; талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а второй -к специальному приспособлению для крепления неподвижного конца талевого каната; бурового крюка и штропов для подвески груза.

Талевый канат представляет собой стальной трос, состоящий из одного слоя прядей. В бурении обычно используются шестипрядные канаты. Конструкция прядей бывает разной. В качестве сердечника применяют стальной канат или стальную пружину.

Буровой крюк и крюкоблок предназначены для подвешивания при помощи штропов с элеватором обсадных и бурильных колонн при спускоподъемных операциях, поддержания на весу бурильной колонны с вертлюгом в процессе бурения, а также для подъема, спуска и подтаскивания вспомогательных грузов во время бурения и монтажно-демонтажных работ.

Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операции:

1. спуска и подъема бурильных и обсадных труб;
2. удержания на весу бурильного инструмента;
3. передачи вращения ротору;
4. свинчивания и развинчивания труб;
5. подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок, подъема и спуска грунтоносок и т. п.

Буровой инструмент спускается под действием собственного веса. Лебедка имеет несколько скоростей для повышения коэффициента полезного действия ее во время подъема крюка с порожним элеватором (ненагруженным) или переменного веса. Переключение скоростей осуществляется с помощью муфт. Талевый канат навивается на барабан. Для выполнения вспомогательных работ предназначены фрикционная катушка и пневмораскрепитель замков.

Вертлюг - механизм, соединяющий невращающуюся систему с вращающейся и обеспечивающий свободное вращение инструмента, а также ввод в него под давлением бурового раствора. Состоит он из невращающихся деталей, соединенных с буровым крюком, и вращающихся, соединенных с бурильным инструментом.

Буровой раствор поступает из шланга через патрубок, прикрепленный к крышке корпуса, в напорную трубу, а отсюда - в полость вращающегося ствола вертлюга.

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем (турбобуром или электробуром).

Ротор состоит из станины 1 , во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым венцом, вала 6 с цепным колесом с одной стороны и конической шестерней - с другой, кожуха 5 с наружной рифельной поверхностью, вкладышей 4 и зажимов 3 для ведущей трубы. Вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи передается на роторный вал, в результате чего горизонтальное вращение его преобразуется в вертикальное ведущей трубы, зажатой в роторном стволе зажимами.

Буровые насосы предназначены для нагнетания бурового Буровые насосы предназначены для нагнетания бурового раствора в скважину.

Принцип действия поршневого насоса заключается в следующем: поршневой насос состоит из двух основных частей: гидравлической, которая непосредственно перекачивает жидкость, и приводной, передающей энергию гидравлической части, получаемую насосом от двигателя.

Гидравлическая часть состоит из цилиндра и поршня соединенного с приводной частью насоса штоком. К цилиндру присоединяются два всасывающих и два нагнетательных клапана. Всасывающие клапаны связаны с приемными резервуарами всасывающей трубой, а нагнетательные - манифольдом со стояком.

Буровой шланг предназначен для подачи бурового раствора под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Буровые долота и их классификация.

Долото - рабочий инструмент, разрушающий породу. По назначению долота подразделяются на три вида:

1. долота сплошного бурения для разбуривания забоя по всей площади;
2. долота колонковые для разбуривания забоя по кольцу с оставлением в центре столбика не разбуренной породы (керна), который в последующем извлекается на поверхность;
3. долота специального назначения (расширение ствола скважины, изменение его направления и т. п.).

По характеру воздействия на породу долота делятся на четыре класса:

1. дробящие;
2. дробяще-скалывающие;
3. истирающе- режущие;
4. режуще-скалывающие.

К первому и второму классам относят шарошечные долота, к третьему -алмазные и фрезерные, к четвертому - лопастные долота.

Бурильные трубы и их классификация

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту при роторном бурении и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с погружными двигателями, подвода потока бурового раствора или воздуха на забой скважины для очистки его от выбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового, осуществления вспомогательных работ: закачки тампонирующих смесей при изоляционных работах, ликвидации аварий и т.п.

Существуют следующие типы бурильных труб:

1. с высаженными внутрь концами;
2. с высаженными наружу концами;
3. с приварными соединительными концами по телу трубы (ТБП);
4. с приварными соединительными концами по высаженной части (ТБПВ);
5. со стабилизирующими поясками (ТБ Н и ТЬ В );
6. трубы для электробурения (замковые, ТБГТВЭ);
7. легкосплавные.

Ведущая бурильная труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне при роторном бурении и передачи реактивного

представляет собой трубу квадратного или шестигранного сечения, круглую ни центру. Чтобы при вращении ведущая труба не отвинчивалась, на верхнем конце ее нарезана левая резьба, на нижнем - правая. На верхний и нижний концы трубы навинчены переводники для предохранения резьбы при соединении с вертлюгом и бурильной колонной. Для защиты от износа замковой резьбы нижнего переводника на последний навинчивается предохранительный переводник. Кроме переводников, предназначенных для ведущих труб, применяют муфтовые, ниппельные, предохранительные, переходные и другие переводники.

2.4. Бурение скважины и спуско-подьемные операции

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку - подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Спуско-подъёмные операции

Технические средства для проведения спуско-подъемных операций. Спуско-подъёмные операции (СПО) в разведочном бурении производятся в процессе углубления скважины для спуска и извлечения бурового снаряда. СПО — наиболее трудоёмкий процесс, общая продолжительность которого за время бурения скважины возрастает с увеличением её глубины, а также с ростом механической скорости. Удельный вес времени на проведение СПО при бурении мягких пород в 2-3 раза выше, чем при бурении крепких пород.Для облегчения труда рабочих и ускорения работ созданы и разрабатываются различные механизмы, приспособления и инструмент для подъёма и спуска, свинчивания и развинчивания элементов бурового снаряда. Одним из методов сокращения затрат времени на СПО - это совмещение по времени проведения отдельных элементов технологической цепи операции по спуску и подъёму.

Экскурсия на буровую № 846

Во время учебно-ознакомительной практики ездили на экскурсию 1 августа 2013года в, находящиеся на муниципальном районе Туймазинского и Серафимовского районов. Буровой мастер здесь Самматов Ильгиз Исмагилович, помощник бурового мастера- Усманов Гильман Анварович. Бурение скважины осуществляется Туйсазинской экспедицией глубокого бурения ООО "Башнефть - Бурение" Бурение ведется буровой установкой БУ-2500 ДГУ (2500-условная глубина, ДГУ- дизель) Проектная глубина скважины составляет 2133 метров. Альтитуда ротора (превышение над уровнем моря) скважины составляет 230,55 метров. Отход (смещение от вертикали) составляет 794 метров при глубине 1250 метров. Азимут составляет 2 градуса. Проектная глубина профиля типа А (для данной буровой) состоит из трех участков: 1- вертикальный участок; 2 - участок набора кривизны; 3- участок стабилизации.

Буровая установка № 846.

Зиганшин С.С. с помощником бурового мастера- Усмановым Гильманом Анваровичом

3. Добыча нефти и газа

1. Станок- качалка (основные узлы, виды, принцип работы)

Станок-качалка является индивидуальным приводом скважинного насоса.Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД.

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛАФКИН

Виды станков качалок.

Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типоразмеров станков-качалок (СК) грузоподьемностью от 1,5 до 20 т. Типовая конструкция СК представлена на рис.5. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в которых редуктор был поднят и установлен на подставке.

Рис.5. Схема станка-качалки типа СКД с редуктором на раме и кривошипным уравновешиванием

При создании размерного ряда учитывалась унификация узлов и элементов с той целью, чтобы свести к минимуму разнообразие быстроизнашивающихся узлов и тем самым упростить изготовление, ремонт, обслуживание и снабжение оборудования запасными элементами. Для этого из 20 типов станков-качалок 9 - были выполнены как базовые, а остальные 11 - в виде их модификаций. Модификации заключались:

• в изменении соотношений длин переднего и заднего плеч балансира путем замены головки балансира или всего балансира, что приводило к изменению грузоподъемности и длины хода станка-качалки;
• в применении редуктора с другим крутящим моментом;
• в одновременной замене балансира и редуктора.

Фактически в серийный выпуск пошли только 9 - моделей, включая 7 базовых и 2 модифицированных. Условное обозначение на примере 4СКЗ-1,2-700 расшифровывается следующим образом:

• 4СК - станок-качалка 4 - базовой модели;
• 1,2 - наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м;
• 700 - допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кг · м.

Станки-качалки СК5-3-2500 и СК6-2,1-2500 отличаются друг от друга длиной переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 различаются типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя.

Рис. 6. Схема станка-качалки по ГОСТ 5866-66

Указанным отраслевым стандартом впервые в нашей стране (тогда СССР) был предусмотрен выпуск станков-качалок дезаксиального типа 6 размеров.

Рис. 7. Схема станка-качалки типа СКДТ с редуктором на тумбе, с кривошипным уравновешиванием Стандартом предусмотрено два вида исполнения - с установкой редуктора на раме или на тумбе. Таким образом, образуется 12 моделей приводов.

Принципиальное отличие дезаксиальных станков-качалок от ранее применявшихся у нас исключительно аксиальных в том, что дезаксиальные станки-качалки обеспечивают разное время хода штанг вверх и вниз, тогда как аксиальные - одинаковое. Поскольку разница в кинематике конструктивно обеспечивается элементарными средствами, т.е. тем или иным расположением редуктора относительно балансира и не требует специальных изменений конструкции, то станки-качалки по рассматриваемому отраслевому стандарту не отличаются от аналогичных по Госстандарту.

Тихоходные станки-качалки

С ростом числа малодебитных скважин (с дебитом менее 5 м3/сут) все острее вставала проблема их оптимальной эксплуатации. Использование периодической эксплуатации связано с целым рядом существенных неблагоприятных факторов, в числе которых: неравномерная выработка пласта, неэффективное использование наземного и подземного оборудования, недостаточный межремонтный период по сравнению с непрерывно функционирующими скважинами, затруднения, возникающие в зимнее время и др.

Была разработана конструкция тихоходного станка-качалки с увеличенным передаточным числом за счет введения в трансмиссию дополнительной ременной передачи, что позволяло снижать частоту качаний балансира до 0,8...1,7 в минуту.

Для этого между электродвигателем и редуктором монтируется промежуточный вал с соответственно малым и большим по диаметру шкивами, установленными консольно. Компоновка промежуточного вала может быть вертикальной и горизонтальной.

Рис.8. Схема тихоходного станка-качалки с дополнительной ременной передачей

В последнем случае раму станка-качалки приходится немного наращивать на величину межосевого расстояния дополнительной ременной передачи. Такой вариант применяется на станке-качалке 7СК8-3.5-4000Ш.

Другим решением стало применение в приводе мотор-редуктора с передаточным числом i = 2,3. Если станок-качалка типа 7СК8-3,5-4000Ш имеет число качаний n = 3,8...12, то с мотор-редуктором - до 2,5. При этом для работы вместо двигателя мощностью в 30 кВт используется двигатель мощности 18,5 кВт.

Компоновка трансмиссии такого станка-качалки отличается отсутствием ременной передачи, что компенсируется применением трехступенчатого редуктора с передаточным числом i = 165. Редуктор непосредственно, с помощью муфты, соединяется с электродвигателем. При этом приходится применять угловую передачу, поэтому редуктор имеет коническо-цилиндрическую конструкцию с быстроходной конической ступенью.

Отсутствие ременной передачи не позволяет регулировать частоту хода балансира, поэтому в описываемом варианте предусматривается применение регулируемого многоскоростного асинхронного электродвигателя, который за счет изменения схемы подключения может обеспечить частоту вращения вала 495, 745, 990 и 1485 об/мин. Соответственно получают 3; 4,5; 6 и 9 качаний балансира в минуту, причем резко сокращается время перевода СШНУ на другой режим работы по сравнению со сменой шкивов.

Рис.9. Схема станка-качалки с трехступенчатым коническо-цилиндрическим редуктором

Отсутствие ременной передачи, которая в обычных механизмах предохраняет оборудование от поломок при перегрузках потребовала в данном случае другого конструктивного решения. Муфта, соединяющая двигатель с редуктором, снабжена срезным штифтом, заключенным в резиновую оболочку, которая смягчает пусковой момент.

При заклинивании плунжера скважинного насоса или поломках в кинематической цепи штифт срезается, предохраняя электродвигатель от перегрузки.

3.2. Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» (принцип работы, основные узлы)

Установки предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев.

В технологическом блоке размещены:

• замерный сепаратор
• переключатель скважин многоходовый ПСМ
• счетчик жидкости ТОР
• регулятор расхода
• привод гидравлический
• запорная арматура.

Установки «Спутник» АМ 40–1500 и Б 40–500 дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов, что позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

Установки автоматизированные групповые «Спутник» при наличии счетчика газа турбинного типа «Агат» и влагомера ВСН могут дополнительно определять количество газа и содержание воды в добываемой жидкости.

Принцип работы АГЗУ

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин.

3.3 Трубный водоотделитель.

Водоотделитель содержит выполненную из труб наклонную колонну, состоящую из водоотстойной и нефтеотстойной секций, трубопровод подвода газожидкостной смеси и подсоединенные к колонне трубопроводы отвода нефти, воды и газа. Трубопровод подвода газожидкостной смеси подсоединен к успокоительному коллектору, имеющему патрубок сброса воды, соединенный с донной частью водоотстойной секции колонны. В колонне ниже выходного отверстия успокоительного коллектора установлены одна или более перегородок, открытых в верхней части. Высота и размер крайней перегородки больше, чем у остальных, между выходом успокоительного коллектора и крайней перегородкой образован карман для скапливания поступающей в колонну нефти. Предлагаемое решение позволяет повысить интенсивность процесса отделения воды.

4. Лабораторные исследования нефти.

Лаборатория осуществляет на высоком качественно - техническом уровне согласно ГОСТам, ОСТам и различным методикам ведущих отраслевых НИИ по изучению физико-химических свойств углеводородного и нерудного сырья следующие виды деятельности:

определение коллекторских и петрофизических свойств горных пород, определение скорости пробега продольных волн в атмосферных и пластовых условиях, УЭС (удельное электрическое сопротивление), открытой пористости в атмосферных и пластовых условиях;

определение физико-химического состава нефти, конденсата; газов: попутных, растворенных в нефти или бензиново-керосиновых фракциях, дегазации, сепарации нефти и конденсата; анализ нефти и конденсата на определение индивидуального углеводородного состава методом газожидкостной, газоадсорбционной хроматографии и спектроскопии;

определение и выполнение работ по изучению физико-химических, термодинамических свойств нефти, конденсатов, газов в пластовых и атмосферных условиях, а также изучения фазового состояния углеводородных систем, товарной характеристики нефти, конденсатов и нефтепродуктов;

выполнение химических анализов пластовых, сточных, подземных и питьевых вод, полуколичественного и количественного спектрального анализа на 40 и 18 элементов; определение микрокомпонентов в минерализованных водах, осадках, почвах, породах, нефти, керновом материале и т.д.;

выполнение экспериментальных работ по вытеснению нефти водой и другими растворителями из образцов кернового материала;

После проведения комплекса исследований, оказываются услуги по передаче керна на хранение в кернохранилище Департамента нефти и газа при правительстве Ханты-Мансийского автономного округа - Югра. Также, по согласованию с Заказчиком, оказываются услуги по хранению керна в собственном кернохранилище.

Анализ полноразмерного керна: Исследование коллекторских свойств в атмосферных условиях (на цилиндре), в том числе: Остаточная нефтеводонасыщенность (Закс - прямой метод). Проницаемость по газу. Открытая пористость (насыщение: керосин, пластовая вода). Объемная плотность. Остаточная водонасыщенность (косвенный метод) Минералогическая плотность. Карбонатность. Показатель смачиваемости поверхности пород. Удельная поверхность порового пространства. Относительная фазовая проницаемость. Проницаемость по жидкости с моделированием пластовых условий. Удельное электрическое сопротивление. Коэффициент вытеснения нефти. Изучение порового пространства методом капилляриметрии.

Исследование коллекторских свойств пород в пластовых условиях: Определение пористости. Определение удельного электрического сопротивления. Определение скорости пробега продольных волн в пластовых и атмосферных условиях.

Расчетные параметры: Эффективная пористость. Параметр пористости. Параметр насыщенности.

5. Экскурсии

5.1. Экскурсия на буровую № 846 .

30 июля 2014 года во время учебно-ознакомительной практики под опытным руководством Зиганшина С.С. мы ездили на экскурсию на буровую №846 (Серафимовская площадь), находящуюся в Туймазинском районе близ села Николаевка. Также нас сопровождал официальный фотограф газеты «Октябрьский нефтяник» Лукин Виктор Константинович.

Буровой мастер здесь Самматов Ильгиз Исмагилович, помощник бурового мастера - Юсупов Ильгиз Винерович. Бурение скважины осуществляется Туймазинской экспедицией глубокого бурения ООО "Башнефть - Бурение". Бурение ведется буровой установкой БУ-2500 ДГУ (2500-условная глубина, ДГУ – дизельный привод) с использованием низкооборотных винтовых забойных двигателей (частота вращения - 200 об/мин). Скважина является наклонно-направленной, проектная глубина скважины составляет 2288 метров: глубина направления – 40м, глубина кондуктора – 260м, глубина эксплуатационной колонны – 2288м. Альтитуда ротора (превышение над уровнем моря) скважины составляет 230,55 метров. Отход (смещение от вертикали) составляет 125 метров при глубине 1250 метров. Азимут составляет 270 градусов. Проектная глубина профиля типа А (для данной буровой) состоит из трех участков: 1- вертикальный участок; 2 - участок набора кривизны; 3- участок стабилизации. В качестве промывочной жидкости используется гипсо-известковый буровой раствор. Номинальная грузоподъемность составляет 125т, максимальная кратковременная – 160т.

На буровой многие процессы автоматизированы, и измерение параметров осуществляется датчиками, например нагрузка на долото, частота вращения, время бурения и т. д. Сопровождает долото и забойный двигатель ООО "ПетроТул", а сервис буровых растворов ООО "Азимут-Сервис". Бурение наклонно направленных скважин осуществляется ООО "ТК Эхо".

На фото: руководитель учебной практики Зиганшин С.С. с помощником бурового мастера Юсуповым И.В.

На фото: руководитель учебной практики Зиганшин С.С. показывает основные приемы работы с ключом АКБ.

5.2.Экскурсия в ООО «Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования».

22 июля 2014 года мы посетили управление по ремонту нефтепромыслового оборудования, которое является подразделением ООО «Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования» и находится по адресу: г.Октябрьский, ул.Северная,2.

Экскурсия началась с вводного инструктажа по технике безопасности. Затем под опытным руководством Зиганшина С.С. мы ознакомились с основными участками данного предприятия (токарный кузнечный, слесарный и др.) и принципами его работы.

ООО «ОЗНПО» занимается разработкой, изготовлением, модернизацией и капитальным ремонтом нефтепромыслового оборудования, а также оказывает огромный спектр сервисных услуг в сфере нефтедобычи и смежных отраслях, таких как: капитальный ремонт бурового оборудования, капитальный ремонт, монтаж, обвязка, гидравлические испытания энергетического оборудования, изготовление запчастей и инструмента к буровому и нефтепромысловому оборудованию, изготовление метизов и резинотехнических изделий. Компания производит приводы ШГН, насосы, компрессорные установки, трубопроводы, станки качалки, АГЗУ, мобильные здания, сальники, вентиля, задвижки, отборники проб, клапана, вырезающие устройства, трубные превенторы и многое другое. Директор компании – Купавых Сергей Борисович, его зам – Скворцов Александр Юрьевич.

5.3.Экскурсия в прокатно-ремонтный цех электропогружных установок – 4 (ООО «НЗНО»).

24 июля 2014 года мы посетили прокатно-ремонтный цех электропогружных установок – 4, который является подразделением ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования» и находится по адресу: г.Октябрьский, ул.Северная, 3. Руководитель предприятия – Салимгараев Салават Мухаметзакиевич, заместитель руководителя – Гатауллин Ильдар Амерханович.

Базовым видом деятельности данного предприятия является капитальный, текущий ремонт нефтепромыслового оборудования и инструмента и изготовление запасных частей к нему.

Экскурсия началась с того, что нас привели в конференц-зал, где провели вводную инструкцию. После инструктажа нас встретил один из технологов данного предприятия Алешин Владимир Леонидович, который провел нас по всем помещениям и павильонам, рассказал об основные видах деятельности предприятия.

5.4.Экскурсия на куст №1262.

16 июля 2014 года мы под руководством Зиганшина С.С. посетили куст №1262, находящийся в 29 микрорайоне города Октябрьский около сероводородной лечебницы.

На кусту находится 9 скважин, из которых 3 горизонтально направлены (пробурены в сторону ОНК), 6 – наклонно направлены. На всех скважинах используются штанговые глубинные насосы.

Экскурсия началась с вводного инструктажа. На кусту нас встретил Тронтов Андрей Валериевич – оператор по добыче нефти и газа пятого разряда. Он провел нас по кусту, рассказал о находящихся там скважинах, объяснил устройство и принцип работы станков-качалок. Также несколько наших студентов приняли участие в замене сальников на одной из скважин.

5.5.Экскурсия в территориальное подразделение «Октябрьский» ОАО «Башнефть – петротест».

1 августа 2014 года мы посетили территориальное подразделение «Октябрьский» ОАО «Башнефть – петротест», которое находится по адресу: г.Октябрьский, ул.Советская, 9. Данное предприятие оказывает исследовательские услуги в области разработки, добычи и транспортировки нефти.

Основные направления деятельности:

• Проведение и интерпретация гидродинамических исследований скважин.
• Химико-аналитические исследования нефти, газа и воды.
• Химические методы в технологиях добычи нефти(коррозионный мониторинг, подбор ингибиторов коррозии и солеотложений и т.д.).
• Экология и охрана труда (экологический мониторинг окружающей среды; аттестация рабочих мест).

Сначала мы прошли в лабораторию охраны окружающей среды. Главный инженер этой лаборатории, Андропов Юрий Александрович, рассказал нам об основных аспектах своей профессии, о методах охраны окружающей среды, а также об услугах, оказываемых лабораторией (мониторинг поверхностных и подземных вод, контроль почвы, воздуха, попутного газа и др.).

Затем мы прошли в лабораторию анализа нефти, где нам рассказали об основных приемах и методах определения содержания различных примесей в нефти.

После нас провели в лабораторию коррозии, где ее главный инженер Дуканин Юрий Михайлович объяснил нам о способах защиты нефтепровода от коррозии, в частности об использовании ингибиторов.

В лаборатории промысловых исследований Золотухин Владислав Александрович (главный инженер лаборатории) рассказал на о различных видах оборудования, которое используется для определения текущего состояния пласта, скважины.

6.Заключение

За время практики, проходившей под руководством Зиганшина С.С. мы успели побывать на работающем кусту 1262 НГДУ «Туймазынефть», где мы вживую увидели работу оператора по добыче нефти и газа, нефтепроявление, замену сальников, закачку ПАВ, остановку и запуск станка-качалки и др.

Также мы побывали в ООО «ОЗНПО», ООО «НЗНО» и в цеху научно-исследовательских и производственных работ (Башнефть СНИПР), где нам рассказали о ремонте штанговых глубинных и электроцентробежных насосов и ремонте станков-качалок, электрокабелей; об отборе проб нефти и ее комплексном анализе (содержание солей, смол, асфальтенов, воды и др.), о методах и способах ее анализ, а также об оборудовании, используемом при этом; об охране окружающей среды, о средствах ее защиты, о методах, применяемых для ее сохранения.

Еще мы побывали на экскурсии в научно-производственной фирме «Пакер», где мы многое узнали об установке и осложнениях в подземном оборудовании скважин, об устройстве и схеме работы самого пакера, узнали многое о фирме, истории ее создания и развития, получили приглашение на производственную практику.

После мы побывали на ТВО ЦДНГ «Туймазынефть», там нам рассказали об устройстве трубного водоотделителя, системе его работы, устройстве сборного нефтепровода.

В заключении мы побывали на работающей буровой установке, увидели работу памбуров, кривильщиков, отбор керна, узнали много нового о бурении наклонных скважин, об осложнениях и ошибках при бурении, об устройстве буровой установке, ее технических возможностях и о технике безопасности при нахождении на буровой.

За время практики мы узнали много нового о геологическом строении пластов и их разрушении, о работе с пластом и добыче из него нефти, воочию увидели сколько задействовано человек и труда, чтобы добыть хоть каплю нефти.

7.Список использованной литературы

1. Станок-качалка, Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

2. Станок-качалка, Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

3. Aливердизаде K. C., Балансирные индивидуальные приводы глубиннонасосной установки, Баку-Л., 1951;

4. Tехнология и техника добычи нефти и газа, M., 1971.

Брусиловский А.И.

5. Теоретические основы фазовых превращений углеводородных смесей: Учебное пособие. 2010г. - 92 с.

Ермолаев А.И.

6. Модели формирования вариантов размещения скважин на залежах нефти и газа: Учебное пособие. 2010г. 80 с.

М.А.Мохов, В.А.Сахаров, Х.Х.Хабибулин под редакцией И.Т.Мищенко

7. Оборудование и технологии добычи нефти в осложненных условиях. Учебное пособие. 2010г.196 с.

8. Лурье М.В., Астрахан И.М., Кадет В.В.

9. Гидравлика и ее приложения в нефтегазовом производстве. Учебное пособие. 2010г. 332 с.

Митюшин А.И., Разбегина Е.Г.

10. Фрактально-статистический анализ процесса добычи углеводородов. Учебное пособие. 2010г., 112 с.

Алиев З.С., Мараков Д.А.

11. Разработка месторождений природных газов: Учебное пособие для вузов. 2011. - 340 с.

PAGE 4

Бурение нефтяных и газовых скважин - область производства, включающая в себя совокупность средств, способов и методов, направленных на решение комплексных задач при бурении нефтяных и газовых скважин. Объектами профессиональной деятельности техника по специальности 131003 «Бурение нефтяных и газовых скважин» является техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин на всех этапах их строительства, проектно - конструкторская, технологическая и другие виды документации и информации. Техник по специальности 131003 «Бурение нефтяных и газовых скважин» в соответствии со специальной подготовкой может осуществлять следующие виды профессиональной деятельности.

Техник-технолог по бурению нефтяных и газовых скважин подготавливается для производственно-
технологической и организаторской деятельности на буровых предприятиях в должностях техника по бурению, помощника бурового мастера, бурового мастера, мастера по сложным работам, начальника буровой, инженера по бурению. Для получения практического опыта выпускники могут использоваться на рабочих местах помощника бурильщика 4-5 разряда и бурильщика. Техник-технолог должен уметь: организовывать работу буровой вахты, бригады на всех этапах процесса бурения скважины в соответствии с технологическими регламентами; предотвращать и ликвидировать все виды осложнений и аварий; проводить анализ производственно-хозяйственной деятельности подразделения, производить основные проверочные технологические расчеты, связанные с бурением скважины; оформлять техническую документацию; пользоваться средствами автоматизации, компьютерной техники, контрольно-измерительными приборами и инструментом, а также конструкторско-технологической документацией, эксплуатировать и обслуживать буровое оборудование; вести

целенаправленную работу по ресурсо-энергосбережению, осуществлять контроль за соблюдением правил охраны труда и окружающей среды.

Р азработка проектно-сметной документации на строительство наклонно направленных, горизонтальных, многозабойных скважин на месторождениях Республики Башкортостан, Западной Сибири, Оренбургской области, Демократической Республики Йемен, Ирана, Мавритании.

Р азработка проектно-сметной документации на реконструкцию старого фонда скважин методом бурения боковых стволов.

Р азработка проектно-сметной документации на строительство переходов трубопроводов через различные препятствия, в том числе под руслами рек, оврагами и т.п. методом наклонно направленного бурения.

Р азработка нормативной базы для составления проектно-сметной документации на строительство скважин, укрупненных комплексных расценок на подготовительные, строительно-монтажные работы по комплектам бурового оборудования.

Строительство горизонтальных и многозабойных скважин

Р азработка техники и технологии для строительства многозабойных скважин различного уровня сложности на конкретных месторождениях и последующее инженерное сопровождение бурения.

Б урение наклонно направленных скважин под различными препятствиями, в том числе под руслами рек, оврагами и т.п.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает также ударную штангу и канатный замок. Он подвешивается на канате, который перекинут через блок, установленный на какой-либо мачте (условно не показана).

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Скважина - горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой много меньше ее глубины. Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования

Различают вертикальные, горизонтальные, наклонные скважины. Начало скважины называется её устьем, дно - забоем, внутренняя боковая поверхность - стенками. Диаметры скважин колеблются от 25 мм до 3 м. Скважины могут иметь боковые стволы (БС), в том числе горизонтальные (БГС)

По назначению различают буровые скважины: картировочные, опорные, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, геотехнологические и инженерно-технические (горнопроходческие, вентиляционные, дренажные, барражные, взрывные и т. д.).

Скважина газовая - скважина, которая пробурена к газоносному горизонту и используется для извлечения газа и газового конденсата.

Скважина нефтяная - скважина, которая пробурена к нефтеносному горизонту или чаще всего нефтегазоносному и используется только для извлечения нефти. Скважина не может использоваться для добычи газа - это связанно с устройством самой скважины, а главное - спецификой подготовки нефти к транспортировке, газ перед транспортировкой очищается и осушается согласно СНиП, ТУ и других нормирующих документов.

Конструкцию скважин на нефть и газ разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.

Исходные данные для проектирования конструкции скважины включают следующие сведения:

назначение и глубина скважины;

проектный горизонт и характеристика породы-коллектора;

геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлении гидроразрыва пород по интервалам;

диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.

Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и газ следующий.

Выбирается конструкция призабойного участка скважины . Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи.

Обосновывается требуемое количество обсадных колонн и глубин их спуска . С этой целью строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений k, и индекса давлений поглощения kпогл.

Обосновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры обсадных колонн и долот . Расчет диаметров ведется снизу вверх.

Выбираются интервалы цементирования . От башмака обсадной колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважинах; промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м; на участке длиной не менее 500 м от башмака промежуточной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3004) м (при условии перекрытия тампонажным раствором всех проницаемых и неустойчивых пород).

Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны.

Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях цементируются по всей длине.

Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами.

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

Исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

Предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

Обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

Создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

Рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

Исключить аварийные ситуации при остановках, циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

Принципы выбора способа бурения: основные критерии выбора, учет глубины скважины, температуры в стволе, осложненности бурения, проектного профиля и др. факторов.

Выбор способа бурения, разработка более эффективных методов разрушения горных пород на забое скважины и решение многих вопросов, связанных со строительством скважины, невозможны без изучения свойств самих горных пород, условий их залегания и влияния этих условий на свойства горных пород.

Выбор способа бурения зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей и / или газов, числа продуктивных про-пластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений.

Выбор способа бурения базируется на сравнительной оценке его эффективности, которая определяется множеством факторов, каждый из которых в зависимости от геолого-методических требований (ГМТ), назначения и условий бурения может иметь решающее значение.

На выбор способа бурения скважины оказывает влияние также целевое назначение буровых работ.

При выборе способа бурения следует руководствоваться целевым назначением скважины, гидрогеологической характеристикой водоносного пласта и глубиной его залегания, объемом работ по освоению пласта.

Сочетание параметров КНБК.

При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что, по сравнению с КНБК, на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории.

Зависимость отклоняющей силы на долоте от кривизны скважины для стабилизирующих КНБК с двумя центраторами.

При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что по сравнению с КНБК на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории.

Для обоснования выбора способа бурения в надсолевых отложениях и подтверждения изложенного выше вывода о рациональном способе бурения были проанализированы технические показатели турбинного и роторного бурения скв.

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчета осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учетом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины.

Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность - себестоимость 1 м проходки. [1 ]

Прежде чем приступить к выбору способа бурения для углубления ствола с использованием газообразных агентов, следует иметь в виду, что их физико-механические свойства вносят вполне определенные ограничения, так как некоторые типы газообразных агентов неприменимы для ряда способов бурения. На рис. 46 показаны возможные сочетания различных типов газообразных агентов с современными способами бурения. Как видно из схемы, наиболее универсальными с точки зрения использования газообразных агентов являются способы бурения ротором и электробуром, менее универсальным - турбинный способ, который применяется только при использовании аэрированных жидкостей. [2 ]

Энерговооруженность ПБУ меньше влияет на выбор способов бурения и их разновидностей, чем энерговооруженность установки для бурения на суше, так - как кроме непосредственно бурового оборудования ПБУ оснащена вспомогательным, необходимым для ее эксплуатации и удержания на точке бурения. Практически буровое и вспомогательное оборудование работает поочередно. Минимально необходимая энерговооруженность ПБУ определяется энергией, потребляемой вспомогательным оборудованием, которая бывает больше необходимой для бурового привода. [3 ]

Восьмой, раздел технического проекта посвящен выбору способа бурения , типоразмеров забойных двигателей и буровых долог, разработке режимов бурения. [4 ]

Другими словами, выбор того или иного профиля скважины обусловливает в значительной степени выбор способа бурения 5 ]

Транспортабельность ПБУ не зависит от металлоемкости и энерговооруженности оборудования и не влияет на выбор способа бурения , так как ее буксируют без демонтажа оборудования. [6 ]

Другими словами, выбор того или иного типа профиля скважины обусловливает в значительной степенивыбор способа бурения , типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения и наоборот. [7 ]

Параметры качки плавучего основания следует определять расчетным путем уже на начальных стадиях проектирования корпуса, так как от этого зависит рабочий диапазон волнения моря, при котором возможна нормальная и безопасная работа, а также выбор способа бурения , систем и устройств для снижения влияния качки на рабочий процесс. Снижение качки может быть достигнуто рациональным подбором размеров корпусов, взаимным их расположением и применением пассивных и активных средств борьбы с качкой. [8 ]

Наиболее распространенным методом разведки и эксплуатации подземных вод остается бурение скважин и колодцев. Выбор способа бурения определяют: степень гидрогеологической изученности района, цель работ, требуемая достоверность получаемой геолого-гидрогеологической информации, технико-экономические показатели рассматриваемого способа бурения, стоимость 1 м3 добываемой воды, срок существования скважины. На выбор технологии бурения скважин влияют температура подземных вод, степень их минерализации и агрессивность по отношению к бетону (цементу) и железу. [9 ]

При бурении сверхглубоких скважин предупреждение искривления стволов имеет очень важное значение в связи с отрицательными последствиями кривизны скважины при ее углублении. Поэтому при выборе способов бурения сверхглубоких скважин , и особенно их верхних интервалов, внимание следует уделять сохранению вертикальности и прямолинейно-ти ствола скважины. [10 ]

Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность - себестоимость 1 м проходки. [11 ]

Так, скорость вращательного бурения с промывкой глинистым раствором превышает скорость ударно-канатного бурения в 3 - 5 раз. Поэтому решающим фактором при выборе способа бурения должен быть экономический анализ. [12 ]

Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения , типа породо-разрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, гидравлической программы углубления и показателей свойств бурового раствора, типов буровых растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Принятие проектных решений обусловливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн п географических условий бурения. [13 ]

Применение результатов решений задачи создает широкую возможность проведения глубокого, обширного анализа отработки долот в большом количестве объектов с самыми разнообразными условиями бурения. При этом возможна также подготовка рекомендаций по выбору способов бурения , забойных двигателей, буровых насосов и промывочной жидкости. [14 ]

В практике сооружения скважин на воду получили распространение следующие способы бурения: вращательный с прямой промывкой, вращательный с обратной промывкой, вращательный с продувкой воздухом и ударно-канатный. Условия применения различных способов бурения определяются собственно техническими и технологическими особенностями буровых установок, а также качеством работ по сооружению скважин. Следует отметить, что при выборе способа бурения скважин на воду необходимо учитывать не только скорость проходки скважин и технологичность метода, но и обеспечение таких параметров вскрытия водоносного пласта, при которых деформация пород в призабойной зоне наблюдается в минимальной степени и ее проницаемость не снижается в сравнении с пластовой. [1 ]

Значительно сложнее выбрать способ бурения для углубления вертикального ствола скважины. Если при разбуривании интервала, выбранного исходя из практики бурения с использованием буровых растворов, можно ожидать искривления вертикального ствола, то, как правило, применяют пневмоударники с соответствующим типом долота. Если искривления не наблюдается, то выбор способа бурения осуществляется следующим образом. Для мягких пород (мягкие сланцы, гипсы, мел, ангидриты, соль и мягкие известняки) целесообразно применять бурение электробуром с частотами вращения долота до 325 об / мин. По мере увеличения твердости горных пород способы бурения располагаются в следующей последовательности: объемный двигатель, роторное бурение и ударно-вращательное бурение. [2 ]

С точки зрения повышения скорости и снижения себестоимости сооружения скважин с ПБУ интересен способ бурения с гидротранспортом керна. Этот способ при исключении отмеченных выше ограничений его применения может использоваться при разведке россыпей с ПБУ на поисковой и поисково-оценочной стадиях геологоразведочных работ. Стоимость бурового оборудования независимо от способов бурения не превышает 10 % общей стоимости ПБУ. Поэтому изменение стоимости только бурового оборудования не оказывает существенного влияния на стоимость изготовления и обслуживания ПБУ и на выбор способа бурения . Увеличение стоимости ПБУ оправдано лишь в том случае, если оно улучшает условия работы, повышает безопасность и скорость бурения, сокращает количество простоев из-за метеоусловий, расширяет по времени сезон буровых работ. [3 ]

Выбор типа долота и режима бурения: критерии выбора, способы получения информации и ее обработки для установления оптимальных режимов, регулирования величины параметров .

Выбор долота производят на основе знания горных пород (г/п) слагающих данный интервал, т.е. по категории твердости и по категории абразивности г/п.

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

Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота (рис. 2.7). Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы.

Рис. 2.7. Схема устройства колонкового долота: 1 - бурильная головка; 2 - керн; 3 - грунтоноска; 4 - корпус колонко­вого набора; 5 - шаровой клапан

В зависимости от свойств породы, в которой осуществляется бурение с отбором керна, применяют шарошечные, ал­мазные и твердосплавные бурильные головки.

Режим бурения - сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота, которые бурильщик может изменить со своего пульта.

Pд [кН] – нагрузка на долото, n [об/мин] – частота вращения долота, Q [л/с] – расход(подача) пром. ж-ти, H [м] – проходка на долото, Vм [м/час] – мех. скорость проходки, Vср=H/tБ – средняя,

Vм(t)=dh/dtБ – мгновенная, Vр [м/час] – рейсовая скорость бурения, Vр=H/(tБ + tСПО + tВ), C [руб/м] – эксплуатационные затраты на 1м проходки, C=(Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H, Cд – себестоимость долота; Cч – стоимость 1часа работы бур. обор.

Этапы поиска оптимального режима - на стадии проектирования - оперативная оптимизация режима бурения - корректировка проектного режима с учетом инф., полученной в процессе бурения.

В процессе проектирования мы используем инф. полученную при бурении скв. в данном

регионе, в аналог. усл., данные по гоелог. разрезу скв., рекомендаций завода-изготовителя бур. инстр., рабочих хар-к забойных двигателей.

2 способа выбора долота на забое: графический и аналитический.

Шарошки в бурильной головке смонтированы таким обра­зом, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась. Это создает условия для образования керна 2. Существуют четырёх-, шести- и далее восьмишарошечные бу­рильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение породоразрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных го­ловках также позволяет разрушать горную породу только по периферии забоя скважины .

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважины в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы (грунтоноски) 3. Корпус колонкового на­бора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения грунтоноски и защиты её от механи­ческих повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназ­начена для приёма керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функ­ций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а вверху - шаровой клапан 5, про­пускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жид­кость при заполнении её керном.

По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке существуют колонковые доло­та со съемной и несъёмной грунтоноской.

Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном без подъема бурильной ко­лонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе колонкового набора порожнюю грунтоноску, и буре­ние с отбором керна продолжается.

Колонковые долота со съемной грунтоноской применяют при турбинном бурении, а с несъемной - при роторном.

Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах.

Пластоиспытатели весьма широко используются в бурении и позволяют получить наибольший объем информации об опробуемом объекте. Современный отечественный пластоиспытатель состоит из следующих основных узлов: фильтра, пакера, собственно опробывателя с уравнительным и главным впускным клапанами, запорного клапана и циркуляционного клапана.

Принципиальная схема одноступенчатого цементирования. Изменение давления в цементировочных насосах, участвующих в этом процессе.

Одноступенчатый способ цементирования скважин наиболее распространен. При этом способе в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием.

Заключительный этап проведения буровых работ сопровождается процессом, который предполагает цементирование скважин. От того, насколько качественно будут проведены эти работы, зависит жизнеспособность всей конструкции. Основная цель, преследуемая в процессе проведения данной процедуры, заключается в замещении бурового раствора цементным, который имеет еще одно название – тампонажный раствор. Цементирование скважин предполагает введение состава, который должен затвердеть, превратившись в камень. На сегодняшний день существует несколько способов осуществления процесса цементирования скважин, наиболее часто используемому из них более 100 лет. Это одноступенчатое цементирование обсадной колонны, явленное миру в 1905 году и используемое сегодня лишь с некоторыми доработками.

Процесс цементирования

Технология осуществления цементирования скважин предполагает проведение 5 главных видов работ: первый – замешивание тампонажного раствора, второй – закачивание состава в скважину, третий – подача смеси выбранным методом в затрубное пространство, четвертый – затвердевание тампонажной смеси, пятый – проверка качества осуществленных работ.

Перед стартом работ должна быть составлена схема цементирования, которая имеет в основе технические расчеты процесса. Важно будет при этом взять во внимание горно-геологические условия; протяженность интервала, которому необходимо укрепление; характеристики конструкции скважинного ствола, а также его состояние. Следует использовать в процессе проведения расчетов и опыт осуществления таких работ в определенном районе.

Рисунок 1. Схема процесса одноступенчатого цементирования.

На рис. 1 можно увидеть изображение схем процесса одноступенчатого цементирования. «I» – старт подачи смеси в ствол. «II» – это подача смеси, нагнетаемой в скважину, когда раствор перемещается вниз по обсадной колонне, «III» – это старт продавливания тампонажного состава в затрубное пространство, «IV» – это заключительный этап продавливания смеси. На схеме 1 – манометр, который отвечает за контроль уровня давления; 2 – цементировочная головка; 3 – пробка, расположенная сверху; 4 – нижняя пробка; 5 – обсадная колонна; 6 – стены скважины; 7 – стоп-кольцо; 8 – жидкость, предназначенная для продавливания тампонажной смеси; 9 – буровой раствор; 10 – цементная смесь.

Принципиальна схема двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Достоинства и недостатки.

Ступенчатое цементирование с разрывом во времени.Интервал цементирования делят на две части, а в ок у границы раздела устанавливают специальную цементировочную муфту. Снаружи колонны над муфтой и под нею размещают центрирующие фонари. Сначала цем-ют нижнюю часть колонны. Для этого в колонну закачивают 1 порцию цр в объеме, необходимого для заполнения кп от башмака колонны до цементировочной муфты, затем продавочную жидкость. Для цементирования 1 ступени объём продавочной жидкости должен быть равен внутреннему объёму колонны. Закачав пж, сбрасывают в колонну шар. Под силой тяжести шар опускается вниз по колонне и садится на нижнюю втулку цементировочной муфты. Тогда вновь начинают закачивать пж в колонну: давление в ней над пробкой растёт, втулка смещается вниз до упора, а пж через открывшиеся отверстия выходит за колонну. Через эти отверстия скважину промывают, пока не затвердеет цементный раствор (от несколько часов до суток). После закачивают 2 порцию цр, освобождая верхнюю пробку и вытесняют раствор 2 порцией пж. Пробка, достигнув втулки, укрепляется с помощью штифтов в корпусе цементировочной муфты, сдвигает её вниз; при этом втулка закрывает отверстия муфты и разобщает полость колонны от кп. После затвердения пробку разбуривают. Место установки муфты выбирают в зависимости от причин, побудивших прибегнуть к ступ цементированию. В газовых скважинах цементировочная муфта устанавливается на 200-250м выше кровли продуктивного горизонта. Если при цементировании скважины существует опасность поглощения, место установки муфты рассчитывают так, чтобы сумма гидродинамиеских давлений и статическое давление столба растворов в заколонном пространстве была меньше давления разрыва слабого пласта. Всегда цементировочную муфту следует размещать против устойчивых не проницаемых пород и центрировать фонарями. Применяют:а) если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение раствора; б) если вскрыт пласт с АВД и в период схватывания р-ра после одноступенатого цементирования могут возникнуть перетоки и газопроявления; в) если для одноступенчатого цементирования требуется одновременное участие в операции большого числа цементных насосов и смесительных машин. Недостатки: большой разрыв во времени между окончанием цементирования нижнего участка и началом цементирования верхнего. Этот недостаток можно в основном устранить, установив на ок, ниже цементировоной муфты, наружный пакер. Если по окончании цементирования нижней ступени заколонное пространство скважины герметизировать пакером, то можно сразу же приступить к цементировке верхнего участка.

Принципы расчета обсадной колонны на прочность при осевом растяжении для вертикальных скважин. Специфика расчета колонн для наклонных и искривленных скважин.

Расчет обсадной колонны начинают с определения избыточных наружных давлений. [1 ]

Расчет обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учетом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства. [2 ]

Расчет обсадных колонн с трапецеидальной резьбой на растяжение проводят, исходя из допустимой нагрузки. При спуске обсадных колонн секциями за длину колонны принимают длину секции. [3 ]

Расчет обсадной колонны включает определение факторов, влияющих на повреждение обсадных труб, и выбор наиболее приемлемых марок стали для каждой определенной операции с точки зрения надежности и экономичности. Конструкция обсадной колонны должна отвечать требованиям, предъявляемым к колонне при заканчивании и эксплуатации скважины. [4 ]

Расчет обсадных колонн для наклонно-направленных скважин отличается от принятого для вертикальных скважин выбором запаса прочности на растяжение в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также определением наружных и внутренних давлений, в котором положение характерных для наклонной скважины точек определяется по ее вертикальной проекции.

Расчет обсадных колонн производят по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитывают раздельное и совместное их действие.

Основное отличие расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин от расчета для вертикальных скважин заключается в определении запаса прочности на растяжение, который производится в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также расчета наружных и внутренних давлений с учетом удлинения ствола скважины

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины на основании действующих конструкций.

Основными нагрузками при расчете колонны на прочность являются осевые растягивающие нагрузки от собственного веса, а также наружное и внутреннее избыточное давления при цементировании и эксплуатации скважины. Кроме того, на колонну действуют и другие нагрузки:

· осевые динамические нагрузки в период неустановившегося движения колонны;

· осевые нагрузки от сил трения колонны о стенки скважины в процессе ее спуска;

· сжимающие нагрузки от части собственного веса при разгрузке колонны на забой;

· изгибающие нагрузки, возникающие в искривленных скважинах.

Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины

Условные обозначения, принятые в формулах:

Расстояние от устья скважины до башмака колонны, м L

Расстояние от устья скважины до тампонажного раствора, м h

Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, м Н

Плотность опрессовочной жидкости, г/см 3 r ОЖ

Плотность бурового раствора за колонной, г/см 3 r БР

Плотность жидкости в колонне r В

Плотность тампонажного цементного раствора за колонной r ЦР

Давление избыточное внутреннее на глубине z, МПа Р ВИz

Давление избыточное наружное на глубине z Р НИz

Давление избыточное критическое наружное, при котором напряжение

Давление в теле трубы достигает предела текучести Р КР

Давление пластовое на глубине z Р ПЛ

Давление опрессовки

Общий вес колонны подобранных секций, Н (МН) Q

Коэффициент разгрузки цементного кольца k

Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление n КР

Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение n СТР

Рисунок 69. Схема цементирования скважины

При h > Н Определяем избыточные наружные давления (на стадии окончания эксплуатации) для следующих характерных точек.

1: z = 0; Р н.иz = 0,01ρ б.р * z; (86)

2: z = H; Р н.и z = 0,01ρ б. р * H, (МПа); (87)

3: z = h; Р н.и z ={0,01 [ρ б.p h - ρ в (h - Н)]}, (МПа); (88)

4: z = L; Р н.и z = {0,01 [(ρ ц.р - ρ в) L - (ρ ц. р - ρ б. р) h + ρ в H)] (1 - k), (МПа). (89)

Строим эпюру ABCD (рисунок 70). Для этого в горизон­тальном направлении в приня­том масштабе откладываем зна­ченияρ н.и z в точках1 -4 (см. схему) и эти точки после­довательно соединяем между собой прямолинейными отрез­ками

Рисунок 70. Эпюры наружных и внутренних

избыточных давлений

Определяем избыточные вну­тренние давления из условия испытания обсадной колонны на герметичность в один прием без пакера.

Давление на устье: Р у = Р пл - 0,01ρ в L (МПа). (90)

Основные факторы, влияющие на качество цементирования скважин и характер их влияния.

Качество разобщения проницаемых пластов путем цементирования зависит от следующих групп факторов: а) состава тампонирующей смеси; б) состава и свойств тампонажного раствора; в) способа цементирования; г) полноты замещения продавочной жидкости тампонажным раствором в заколонном пространстве скважины; д) прочности и герметичности сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и стенками скважины; е) использования дополнительных средств для предотвращения возникновения фильтрации и образования суффозионных каналов в тампонажном растворе в период загустевания и схватывания; ж) режима покоя скважины в период загустевания и схватывания тампонажного раствора.

Принципы расчета необходимых количеств тампонажных материалов, смесительных машин и цементировочных агрегатов для приготовления и закачки тампонажного раствора в обсадную колонну. Схема обвязки цементировочной техники.

Необходимо произвести расчет цементирования для следующих условий:

- коэффициент резерва на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов, которые не поддаются учету (определяют статистическим путем по данным цементирования предыдущих скважин); и- соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр эксплуатационной колонны, м;- длина участка цементирования, м;- средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;- высота (длина) цементного стакана, оставляемого в колонне, м.;- коэффициент запаса продавочной жидкости, учитывающий ее сжимаемость,- =1,03;- - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах и приготовлении раствора;- - - плотность цементного раствора, кг/ м3;– плотность бурового раствора, кг/ м3; n- относительное водосодержание;- плотность воды, кг/ м3;- насыпная плотность цемента, кг/ м3;

Объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины (м3): Vц.p.=0,785*kp*[(2-dн2)*lц+d02*hс]

Объем продавочной жидкости: Vпр=0,785* - *d2*(Lc-);

Объем буферной жидкости: Vб=0,785*(2-dн2)*lб;

Масса тампонажного портландцемента: Мц= - **Vцр/(1+n);

Объем воды для приготовления тампонажного раствора, м3: Vв= Мц*n/(kц*pв);

Сухой тампонажный материал до начала цементирования загружают в бункеры смесительных машин, необходимое число которых: nс= Мц/Vсм, где Vсм - объем бункера смесительной машины.

Способы оборудования нижнего участка скважины в зоне продуктивного пласта. Условия, при которых возможно применение каждого из этих способов.

1. Продуктивную залежь пробуривают, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускают до забоя обсадную колонну и цементируют. Для сообщения внутренней полости обсадной колонны с продуктивной залежью ее перфорируют, т.е. в колонне простреливают большое число отверстий. Метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах вхождения.

2. Предварительно до кровли продуктивной залежи спускают и цементируют обсадную колонну, изолируя вышележащие породы. Затем продуктивную залежь пробуривают долотами меньшего диаметра и оставляют ствол скважины ниже башмака обсадной колонны открытым. Метод применим только в случае, если продуктивная залежь сложена устойчивыми породами и насыщена только одной жидкостью; он не позволяет селективно эксплуатировать какой-либо пропласток.

3. Отличается от предыдущего тем, что ствол скважины в продуктивной залежи перекрывают фильтром, который подвешивают в обсадной колонне; пространство между фильтром и колонной часто изолируют пакером. Метод имеет те же достоинства и ограничения, что и предыдущий. В отличие от предыдущего, его можно принять в тех случаях, когда продуктивная залежь сложена породами, недостаточно устойчивыми при эксплуатации.

4. Скважину обсаживают колонной труб до кровли продуктивной залежи, затем разбуривают последнюю и перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине, а затем перфорируют против заданного интервала. При таком методе можно избежать существенного загрязнения коллектора, выбирая промывочную жидкость только с учетом ситуации в самой залежи. Он допускает селективную эксплуатацию различных пропластков и позволяет быстро и с минимальными затратами средств осваивать скважину.

5. Отличается от первого метода лишь тем, что в скважину после разбуривания продуктивной залежи спускают обсадную колонну, нижний участок которой заранее составлен из труб с щелевыми отверстиями, и тем, что цементируют лишь выше кровли продуктивной залежи. Перфорированный участок колонны размещают против продуктивной залежи. При этом методе обеспечить селективную эксплуатацию того или иного пропластка нельзя.

Факторы, учитываемые при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины.

Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обусловливается литофациальной характеристикой разреза, и основными факторами, определяющими состав тампонажного раствора, являются температура, пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и др. В общем случае тампонажный раствор состоит из тампонажного цемента, среды затворения, реагентов- ускорителей и замедлителей сроков схватывания, реагентов- понизителей показателя фильтрации и специальных добавок. Тампонажный цемент выбирают следующим образом: по температурному интервалу, по интервалу измерения плотности тампонажного раствора, по видам флюида и отложениям в интервале цементирования уточняют марку цементов. Среду затворения выбирают в зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или степени минерализации пластовых вод. Для предотвращения преждевременного загустевания тампонажного раствора и обводнения продуктивных горизонтов необходимо снизить показатель фильтрации тампонажного раствора. В качестве понизителей этого показателя применяют НТФ, гипан, КМЦ, ПВС-ТР. Для повышения термостойкости химических добавок, структурирования дисперсионных систем и снятия побочных эффектов при использовании некоторых реагентов применяют глину, каустическую соду, хлористый кальций и хроматы.

Выбор колонкового набора для получения качественного керна.

Керноприемный инструмент - инструмент, обеспечивающий прием, отрыв от массива г/п и сохранение керна в процессу бурения и во время транспортировки по скв. вплоть до извлечения его на пов-ть для исслед. Разновидности: - Р1 - для роторного бурения со сьемным(извлекаемым по БТ) керноприемником, - Р2 – несьемным керноприемником, - Т1 – для турбинного бурения со сьемным керноприемником, - Т2 – с несьемным керноприемником. Типы: - для отбора керна из массива плотных г/п (двойной колонковый снаряд с керноприемником, изолир. от протоков ПЖ и вращающийся вместе с корпусом снаряда), - для отбора керна в г/п трещиноватых, перемятых, или перемежающихся по плотности и твердости (невращ. керноприемн., подвешенный на одном или нескольк. подшипниках и надежными керноотрывателями и кернодержателями), - для отбора керна в сыпучих г/п, легко разр. и размыв. ПЖ (должно обеспечивать полную герметизацию керна и перекрытие керноприемного отверстия в конце бурения)

Конструктивные особенности и области применения бурильных труб.

Трубы бурильные ведущие служат для передачи вращения от ротора к бурильной колонне. Бурильные трубы обычно имеют квадратное или шестигранное сечение. Они выполняются в двух вариантах: сборными и цельными. Трубы бурильные с высаженными концами бывают с высаженными наружу и внутрь. Бурильные трубы с приваренными соединительными концами изготавливают двух типов: ТБПВ – с приваренными соединительными концами по высаженной наружу части и ТБП – с приваренными соединительными концами по не высаженной наружу части.Бурильные трубы с блокирующими поясками ТББ отличаются от стандартных труб с высаженными внутрь концами наличием блокирующих поясков на концах трубы, цилиндрической резьбы с шагом 4 мм, упорного соединения трубы с замком, тугого сопряжения с замком. Бурильные трубы со стабилизирующими поясками отличаются от стандартных труб наличием гладких участков трубы непосредственно за навинченными ниппелем и муфтой замка и стабилизирующих уплотнительных поясков на замках, конической (1:32) трапецеидальной резьбы с шагом 5,08 мм с сопряжением по внутреннему диаметру……….

Принципы расчета бурильной колонны при бурении забойным двигателем .

Расчет БК при бурении ЗД прямолинейно-наклонного участка наклонно-направленной скв

Qпрод=Qcosα; Qнорм=Qsinα; Fтр=μQн=μQsinα;(μ~0.3);

Pпрод=Qпрод+Fтр=Q(sinα+μsinα)

LI>=Lзд+Lубт+Lнк+lI1+…+l1n Если нет, то lIny=LI-(Lзд+Lубт+Lнк+lI1+…+l1(n-1))

Расчет БК при бурении ЗД искривленного участка наклонно-направленной скв.

II

Pи=FIIтр+QIIпроек QIIпроек=|goR(sinαк-sinαн)|

Pи=μ|±2goR2(sinαк-sinαн)-goR2sinαкΔα±PнΔα|+|goR2(sinαк-sinαн)|

Δα=-- Если>, тоcos “+”

“-Pн“ – при наборе кривизны “+Pн” – при сбросе кривизны

считается, что на участке БК состоит из одной секции =πα/180=0.1745α

Принципы расчета бурильной колонны при бурении роторным способом.

Статический расчет, когда не учитываются знакопеременные циклические напряжения, а учитываются постоянные напряжения изгиба и кручения

На достаточную прочность или выносливость

Статический расчет для вертикальных скв:

;

Kз=1,4 – при норм. усл. Kз=1,45 – при осложн. усл.

для наклонных участков

;

;

Режим бурения. Методика его оптимизации

Режим бурения - сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота и которые буровик может изменить со своего пульта.

Pд [кН] – нагрузка на долото, n [об/мин] – частота вращения долота, Q [л/с] – расход(подача) пром. ж-ти, H [м] – проходка на долото, Vм [м/час] – мех. скорость проходки, Vср=H/tБ – средняя, Vм(t)=dh/dtБ – мгновенная, Vр [м/час] – рейсовая скорость бурения, Vр=H/(tБ + tСПО + tВ), C [руб/м] – эксплуатационные затраты на 1м проходки, C=(Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H, Cд – сибестоимость долота; Cч – стоимость 1часа работы бур. обор. Оптимизация режима бурения: maxVp – развед. скв., minC – экспл. скв..

(Pд, n, Q)опт=minC, maxVр

C=f1(Pд, n, Q) ; Vp=f2(Pд, n, Q)

Этапы поиска оптимального режима - на стадии проектирования - оперативная оптимизация режима бурения - корректировка проектного режима с учетом инф., полученной в процессе бурения

В процессе проектирования мы используем инф. полученную при бурении скв. в данном регионе, в аналог. усл., данные по гоелог. разрезу скв., рекомендаций завода-изготовителя бур. инстр., рабочих хар-к забойных двигателей.

2 способа выбора tопт долота на забое:

- графический tgα=dh/dt=Vм(t)=h(t)/(tопт+tсп+tв) - аналитический

Классификация методов возбуждения притока при освоении скважин.

Под освоением подразумевают комплекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистке приствольной зоны от загрязнения и обеспечению условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют разные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Для вызова притока из пласта, сложенного слабоустойчивыми породами, применяют способы плавного уменьшения давления или с небольшой амплитудой колебания давлений, чтобы не допустить разрушения коллектора. Если же продуктивный пласт сложен весьма прочной породой, то часто наибольший эффект получают при резком создании больших депрессий. При выборе способа вызова притока, величины и характера создания депрессии необходимо учитывать устойчивость и структуру породы коллектора, состав и свойства насыщающих его жидкостей, степень загрязнения при вскрытии, наличие близрасположенных сверху и снизу проницаемых горизонтов, прочность обсадной колонны и состояние крепи скважины. При очень резком создании большой депрессии возможно нарушение прочности и герметичности крепи, а при кратковременном, но сильном увеличении давления в скважине - поглощение жидкости в продуктивный пласт.

Замена тяжелой жидкости на более легкую. Колонну НКТ спускают почти до забоя, если продуктивный пласт сложен хорошо устойчивой породой, или примерно до верхних отверстий перфорации, если порода недостаточно устойчива. Замену жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции: передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. По мере того, как более легкая жидкость заполняет межтрубное пространство и вытесняет более тяжелую жидкость в НКТ, давление в насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ. p умт =(р пр -р ож)qz нкт +p нкт +p мт, где p пр и p ож -плотности тяжелой и облегченной жидкостей, кг/м; z нкт -глубина спуска колонны НКТ, м; p нкт и p мт -гидравлические потери в колонне НКТ и в межтрубном пространстве, Па. Это давление не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны p умт < p оп.

Если же порода слабоустойчива, величину снижения плотности за один цикл циркуляции уменьшают еще более, порою до p -p = 150-200 кг/м3. При планировании работ по вызову притока следует учитывать это и заблаговременно готовить емкости с запасом жидкостей соответствующих плотностей, а также оборудование для регулирования плотности.

При закачивании более легкой жидкости следят за состоянием скважины по показаниям манометров и по соотношению расходов закачиваемой в межтрубное пространство и вытекающей из НКТ жидкостей. Если расход выходящей жидкости увеличивается, это признак начавшегося притока из пласта. В случае быстрого увеличения расхода на выходе из НКТ и падения давления в межтрубном пространстве выходящий поток направляют через линию со штуцером.

Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дегазированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта, прибегают к другим способам увеличения депрессии или стимулирующего воздействия.

Когда коллектор сложен слабоустойчивой породой, дальнейшее снижение давления возможно заменой воды или нефти газожидкостной смесью. Для этого к межтрубному пространству скважины подсоединяют поршневой насос и передвижной компрессор. После промывки скважины до чистой воды регулируют подачу насоса так, чтобы давление в нем было значительно ниже допустимого для компрессора, а скорость нисходящего потока была на уровне примерно 0,8-1 м/с, и включают компрессор. Поток воздуха, нагнетаемого компрессором, смешивается в аэраторе с потоком воды, подаваемой насосом, и в межтрубное пространство поступает газожидкостная смесь; давления в компрессоре и насосе при этом начнут возрастать и достигнуть максимума в момент, когда смесь подойдет к башмаку НКТ. По мере продвижения газожидкостной смеси по колонне НКТ и вытеснения негазированной воды давления в компрессоре и насосе будут снижаться. Степень аэрации и уменьшения статического давления в скважине увеличивают небольшими ступенями после завершения одного-двух циклов циркуляции так, чтобы давление в межтрубном пространстве у устья не превышало допустимого для компрессора.

Существенный недостаток этого способа - необходимость поддержания достаточно больших расходов воздуха и воды. Значительно сократить расход воздуха и воды и обеспечить эффективное уменьшение давления в скважине можно при использовании вместо водо-воздушной смеси двухфазной пены. Такие пены готовят на основе минерализованной воды, воздуха и подходящего пенообразующего ПАВ.

Снижение давления в скважине с помощью компрессора. Для вызова притока из пластов, сложенных прочными, устойчивыми породами широко применяют компрессорный способ снижения уровня жидкости в скважине. Сущность одной из разновидностей этого способа такова. Передвижным компрессором нагнетают воздух в межтрубное пространство с таким расчетом, чтобы возможно глубже оттеснить уровень жидкости в нем, аэрировать жидкость в НКТ и создать депрессию, необходимую получения притока из продуктивного пласта. Если статический уровень жидкости в скважине перед началом операции находится у устья, глубину, до которой можно оттеснить уровень в межтрубном пространстве при нагнетании воздуха.

Если z сн > z нкт, то нагнетаемый компрессором воздух прорвется в НКТ и начнет аэрировать жидкость в них, как только уровень в межтрубном пространстве опустится до башмака НКТ.

Если же z сн > z нкт, то предварительно при спуске НКТ в скважин в них устанавливают специальные пусковые клапаны. Верхний пусковой клапан устанавливают на глубине z" пуск = z" сн - 20м. При нагнетании воздуха компрессором пусковой клапан откроется в тот момент, когда давления в НКТ и в межтрубном пространстве на глубине его установки сравняются; при этом воздух начнет выходить через клапан в НКТ и аэрировать жидкость, а давления в межтрубном пространстве и в НКТ будут снижаться. Если после снижения давления в скважине приток из пласта не начнется и практически вся жидкость из НКТ выше клапана будет вытеснена воздухом, клапан закроется, давление в межтрубном пространстве вновь будет возрастать, а уровень жидкости опускаться до следующего клапана. Глубину z"" установки следующего клапана можно найти из уравнения если положить в нем z =z"" + 20 и z ст = z" сн.

Если перед началом операции статический уровень жидкости в скважине расположен значительно ниже устья, то при нагнетании воздуха в межтрубное пространство и оттеснении уровня жидкости до глубины z сн давление на продуктивный пласт возрастает, что может вызвать поглощение части жидкости в него. Предотвратить поглощение жидкости в пласт можно, если на нижнем конце колонны НКТ установить пакер, а внутри НКТ - специальный клапан и с помощью этих устройств отделить зону продуктивного пласта от остальной части скважины. В этом случае при нагнетании воздуха в межтрубное пространство давление на пласт будет оставаться неизмененным до тех пор пока давление в колонне НКТ над клапаном не понизится ниже пластового. Как только депрессия окажется достаточной для притока пластовой жидкости, клапан приподнимется и пластовая жидкость начнет подниматься по НКТ.

После получения притока нефти или газа скважина должна в течение некоторого времени поработать с возможно большим дебитом, чтобы из приствольной зоны можно было удалить проникшую туда промывочную жидкость и ее фильтрат, а также другие илистые частицы; дебит при этом регулируют так, чтобы не началось разрушение коллектора. Периодически отбирают пробы вытекающей из скважины жидкости с целью изучения состава и свойств ее и контроля за содержанием в ней твердых частиц. По уменьшению содержания твердых частиц судят о ходе очистки приствольной зоны от загрязнения.

Если, несмотря на создание большой депрессии, дебит скважины оказывается низким, то обычно прибегают к различным способам стимулирующего воздействия на пласт.

Классификация методов интенсификации притока в процессе освоения скважины.

Исходя из анализа управляемых факторов, можно построить классификацию методов искусственного воздействия как на пласт в целом, так и на призабойную зону каждой конкретной скважины. По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:

1. Гидрогазодинамические.

2. Физико-химические.

3. Термические.

4. Комбинированные.

Среди методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидрогазодинамические методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами поддержания пластового давления (ППД) заводнением. На ряде месторождений ППД осуществляется закачкой газа.

Анализ разработки месторождений показывает, что если пластовое давление невысоко, контур питания достаточно удален от скважин или режим дренирования не является активным, темпы извлечения нефти могут оказаться достаточно низкими; низким оказывается и коэффициент нефтеотдачи. Во всех этих случаях использование той или иной системы ППД является необходимым.

Таким образом, основные проблемы управления процессом выработки запасов путем искусственного воздействия на пласт связаны с изучением заводнения.

Существенно более широким спектром возможностей обладают методы искусственного воздействия на призабойные зоны скважины. Воздействие на ПЗС осуществляется уже на стадии первичного вскрытия продуктивного горизонта в процессе строительства скважины, которое, как правило, приводит к ухудшению свойств призабойной зоны. Наибольшее распространение получили методы воздействия на призабойную зону в процессе эксплуатации скважин, которые, в свою очередь, делятся на методы интенсификации притока или приемистости и на методы ограничения или изоляции притока воды (ремонтно-изоляционные работы - РИР).

Классификация методов воздействия на ПЗС с целью интенсификации притока или приемистости представлена в табл. 1 , а для ограничения или изоляции водопритоков - в табл. 2 . Совершенно очевидно, что приведенные таблицы, являясь достаточно полными, содержат только наиболее апробированные на практике методы искусственного воздействия на ПЗС. Они не исключают, а наоборот, предполагают необходимость дополнений как по методам воздействия, так и по используемым материалам.

Прежде чем перейти к рассмотрению методов управления процессом выработки запасов, отметим, что объектом изучения является сложная система, состоящая из залежи (нефтенасыщенная зона и область питания) со своими коллекторскими свойствами и насыщающими флюидами и определенного количество скважин, системно размещенных на залежи. Эта система является единой в гидродинамическом отношении, откуда следует, что любое изменение в каком-либо ее элементе автоматически приводит к соответствующему изменению в работе всей системы, т.е. данная система авторегулируема.

Опишите технические средства для получения оперативной информации в процессе бурения.

Информационное обеспечение процесса бурения нефтяных и газовых скважин является наиболее важным звеном в процессе строительства скважин, особенно при введении в разработку и освоении новых нефтегазовых месторождений.

Требования к информационному обеспечению строительства нефтегазовых скважин в данной ситуации заключаются в переводе информационных технологий в разряд информационно-обеспечивающих и информационно-воздействующих, при которых информационное сопровождение наряду с получением необходимого объема информации давало бы дополнительный экономический, технологический, или иной эффект . К данным технологиям следует отнести следующие комплексные работы:

контроль наземных технологических параметров и выбор наиболее оптимальных режимов бурения (например, выбор оптимальных нагрузок на долото, обеспечивающих высокую скорость проходки);

забойные измерения и каротаж в процессе бурения (MWD и LWD-системы);

измерения и сбор информации, сопровождаемые одновременным управлением технологическим процессом бурения (управление траекторией горизонтальной скважины с помощью управляемых забойных ориентаторов по данным забойных телеизмерительных систем).

В информационном обеспечении процесса строительства скважин особенно важную роль играют геолого-технологические исследования (ГТИ) . Основной задачей службы ГТИ являются изучение геологического строения разреза скважин, выявление и оценка продуктивных пластов и повышение качества строительства скважин на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации. Оперативная информация, получаемая службой ГТИ, имеет большое значение при бурении разведочных скважин в малоизученных регионах со сложными горно-геологическими условиями, а также при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Однако в связи с новыми требованиями к информационному обеспечению процесса бурения задачи, решаемые службой ГТИ, могут быть значительно расширены. Высококвалифицированный операторский состав партии ГТИ, работающий на буровой, на протяжении всего цикла строительства скважины при наличии соответствующих аппаратурно-методических средств и программного обеспечения в состоянии решить практически полный комплекс задач информационного сопровождения процесса бурения:

геолого-геохимические и технологические исследования;

обслуживание и работа с телеизмерительными системами (MWD и LWD-системы);

обслуживание автономных систем измерения и каротажа, спускаемых на трубах;

контроль параметров бурового раствора;

контроль качества крепления скважины;

исследования пластового флюида при опробовании и испытании скважин;

каротаж на кабеле;

супервайзинговые услуги и т. д.

В ряде случаев совмещение этих работ в партиях ГТИ является экономически более выгодным и позволяет экономить на непроизводительных затратах по содержанию специализированных, узконаправленных геофизических партий, минимизировать транспортные расходы.

Однако технических и программно–методических средств, позволяющих объединить перечисленные работы в единую технологическую цепочку в станции ГТИ, в настоящее время нет.

Поэтому возникла необходимость разработки более совершенной станции ГТИ нового поколения, которая позволит расширить функциональные возможности станции ГТИ. Рассмотрим основные направления работ при этом.

Основные требования к современной станции ГТИ - это надежность, многофункциональность, модульность и информативность.

Структура станции приведена на рис. 1. Она построена на принципе распределенных удаленных систем сбора, которые объединены между собой с использованием стандартного последовательного интерфейса. Основными низовыми системами сбора являются концентраторы, предназначенные для развязки последовательного интерфейса и подключения через них отдельных составных частей станции: модуля газового каротажа, модуля геологических приборов, цифровых или аналоговых датчиков, информационных табло. Через такие же концентраторы к системе сбора (на регистрирующий компьютер оператора) подключаются и другие автономные модули и системы - модуль контроля качества крепления скважин (блок манифольда), наземные модули забойных телеизмерительных систем, систем регистрации геофизических данных типа «Гектор» или «Вулкан» и т.д.

Рис. 1. Упрощенная структурная схема станции ГТИ

Концентраторы одновременно должны обеспечивать гальваническую развязку цепей связи и питания. В зависимости от возложенных на станцию ГТИ задач количество концентраторов может быть разным - от нескольких единиц до нескольких десятков штук. Программное обеспечение станции ГТИ обеспечивает полную совместимость и слаженную работу в единой программной среде всех технических средств.

Датчики технологических параметров

Датчики технологических параметров, используемые в станциях ГТИ, являются одной из самых важных составных частей станции. От точности показаний и надежности работы датчиков во многом зависит эффективность службы ГТИ при решении задач по контролю и оперативному управлению процессом бурения. Однако из-за тяжелых условий эксплуатации (широкий диапазон температур от –50 до +50 ºС, агрессивная среда, сильные вибрации и т.д.) датчики остаются самым слабым и ненадежным звеном в составе технических средств ГТИ.

Применяемые в производственных партиях ГТИ датчики в большинстве своем были разработаны в начале 90-х годов с использованием отечественной элементной базы и первичных измерительных элементов отечественного производства. Причем из-за отсутствия выбора использовались общедоступные первичные преобразователи, которые не всегда отвечали жестким требованиям работы в условиях буровой. Этим и объясняется недостаточно высокая надежность применяемых датчиков.

Принципы измерения датчиков и их конструктивные решения выбраны применительно к отечественным буровым установкам старого образца, и поэтому на современные буровые установки и тем более на буровые установки иностранного производства их монтаж затруднителен.

Из вышесказанного следует, что разработка нового поколения датчиков чрезвычайно актуальна и своевременна.

При разработке датчиков ГТИ одним из требований является их адаптация ко всем существующим на российском рынке буровым установкам.

Наличие широкого выбора первичных преобразователей высокой точности и высокоинтегрированных малогабаритных микропроцессоров позволяет разработать высокоточные, программируемые датчики с большими функциональными возможностями. Датчики имеют однополярное напряжение питания и одновременно цифровой и аналоговый выходы. Калибровка и настройка датчиков производятся программно из компьютера со станции, предусмотрены возможность программной компенсации температурной погрешности и линеаризация характеристик датчиков. Цифровая часть электронной платы для всех типов датчиков однотипная и отличается только настройкой внутренней программы, что делает ее унифицированной и взаимозаменяемой при ремонтных работах. Внешний вид датчиков приведен на рис. 2.

Рис. 2. Датчики технологических параметров

Датчик нагрузки на крюке имеет ряд особенностей (рис. 3). Принцип действия датчика основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с применением тензометрического датчика усилий. Датчик имеет встроенный процессор и энергонезависимую память. Вся информация регистрируется и хранится в этой памяти. Объем памяти позволяет сохранить месячный объем информации. Датчик может комплектоваться автономным источником питания, который обеспечивает работу датчика при отключении внешнего источника питания.

Рис. 3. Датчик веса на крюке

Информационное табло бурильщика предназначено для отображения и визуализации информации, получаемой от датчиков. Внешний вид табло представлен на рис. 4.

На лицевой панели пульта бурильщика расположены шесть линейных шкал с дополнительной цифровой индикацией для отображения параметров: крутящий момент на роторе, давление ПЖ на входе, плотность ПЖ на входе, уровень ПЖ в емкости, расход ПЖ на входе, расход ПЖ на выходе. Параметры веса на крюке, нагрузки на долото по аналогии с ГИВ отображены на двух круговых шкалах с дополнительным дублированием в цифровом виде. В нижней части табло расположены одна линейная шкала для отображения скорости бурения, три цифровых индикатора для отображения параметров - глубина забоя, положение над забоем, газосодержание. Алфавитно-цифровой индикатор предназначен для вывода текстовых сообщений и предупреждений.

Рис. 4. Внешний вид информационного табло

Геохимический модуль

Геохимический модуль станции включает газовый хроматограф, анализатор суммарного газосодержания, газовоздушную линию и дегазатор бурового раствора.

Наиболее важной составной частью геохимического модуля является газовый хроматограф. Для безошибочного, четкого выделения продуктивных интервалов в процессе их вскрытия нужен очень надежный, точный, высокочувствительный прибор, позволяющий определять концентрацию и состав предельных углеводородных газов в диапазоне от 110 -5 до 100 %. Для этой цели для комплектации станции ГТИ разработан газовый хроматограф «Рубин» (рис. 5) (см. статью настоящего выпуска НТВ).

Рис. 5. Полевой хроматограф «Рубин»

Чувствительность геохимического модуля станции ГТИ может быть увеличена также путем увеличения коэффициента дегазации бурового раствора.

Для выделения забойного газа, растворенного в буровом растворе, используются дегазаторы двух типов (рис. 6):

поплавковые дегазаторы пассивного действия;

дегазаторы активные с принудительным дроблением потока.

Поплавковые дегазаторы просты и надежны в эксплуатации, однако обеспечивают коэффициент дегазации не более 1-2 %. Дегазаторы с принудительным дроблением потока могут обеспечить коэффициент дегазации до 80-90 %, но менее надежны и требуют постоянного контроля.

Рис. 6. Дегазаторы бурового раствора

а) поплавковый дегазатор пассивного действия; б) дегазатор активного действия

Непрерывный анализ суммарного газосодержания производится с помощью выносного датчика суммарного газа . Преимущество данного датчика перед традиционными анализаторами суммарного газа, размещаемыми в станции, заключается в оперативности получаемой информации, так как датчик размещается непосредственно на буровой и время задержки на транспортировку газа с буровой на станцию исключается. Кроме этого, для комплектации станций разработаны газовые датчики для измерения концентраций неуглеводородных компонентов анализируемой газовой смеси: водорода H 2 , окиси углерода CO, сероводорода Н 2 S (рис. 7).

Рис. 7. Датчики для измерения содержания газа

Геологический модуль

Геологический модуль станции обеспечивает исследование бурового шлама, керна и пластового флюида в процессе бурения скважины, регистрацию и обработку получаемых данных.

Исследования, выполняемые операторами станции ГТИ, позволяют решать следующие основные геологические задачи:

литологическое расчленение разреза;

выделение коллекторов;

оценка характера насыщения коллекторов.

Для оперативного и качественного решения этих задач определен наиболее оптимальный перечень приборов и оборудования и исходя из этого разработан комплекс геологических приборов (рис. 8).

Рис. 8. Оборудование и приборы геологического модуля станции

Карбонатомер микропроцессорный КМ-1А предназначен для определения минерального состава горных пород в карбонатных разрезах по шламу и керну. Данный прибор позволяет определить процентное содержание кальцита, доломита и нерастворимого остатка в исследуемом образце пород. Прибор имеет встроенный микропроцессор, который рассчитывает процентное содержание кальцита и доломита, значения которых отображаются на цифровом табло или на экране монитора. Разработана модификация карбонатомера, позволяющая определить содержание в породе минерала сидерита (плотность 3,94 г/см 3), который оказывает влияние на плотность карбонатных пород и цемента терригенных пород, что может существенно снижать значения пористости.

Плотномер шлама ПШ-1 предназначен для экспресс-измерения плотности и оценки общей пористости горных пород по шламу и керну. Принцип измерения прибора ареометрический, основан на взвешивании исследуемого образца шлама в воздухе и в воде. С помощью плотномера ПШ–1 можно проводить измерения плотности горных пород с плотностью 1,1-3 г/см ³ .

Установка ПП-3 предназначена для выделения пород-коллекторов и исследования коллекторских свойств горных пород. Данный прибор позволяет определять объемную, минералогическую плотность и общую пористость. Принцип измерения прибора - термогравиметрический, основан на высокоточном измерении веса исследуемого образца породы, предварительно насыщенного водой, и непрерывном контроле за изменением веса данного образца по мере испарения влаги при нагревании. По времени испарения влаги можно судить о величине проницаемости исследуемой породы.

Установка дистилляции жидкости УДЖ-2 предназначена для оценки характера насыщения коллекторов горных пород по шламу и керну, фильтрационно-плотностных свойств, а также позволяет определять остаточную нефтеводонасыщенность по керну и буровому шламу непосредственно на буровой благодаря использованию нового подхода в системе охлаждения дистиллята. В установке применена система охлаждения конденсата на базе термоэлектрического элемента Пельтье вместо используемых водяных теплообменников в подобных аппаратах. Это позволяет уменьшить потери конденсата, обеспечив регулируемое охлаждение. Принцип работы установки основан на вытеснении пластовых флюидов из пор образцов горных пород за счет избыточного давления, возникающего при термостатированном регулируемом нагреве от 90 до 200 ºС ( 3 ºС), конденсации паров в теплообменнике и разделении конденсата, образовавшегося в процессе дистилляции, по плотности на нефть и воду.

Установка термодесорбции и пиролиза позволяет по малым навескам горных пород (шлам, кусочки керна) определить наличие свободных и сорбированных углеводородов, а также оценить наличие и степень преобразованности органического вещества, и на основе интерпретации получаемых данных выделить в разрезах скважин интервалы коллекторов, покрышек продуцирующих отложений, а также оценить характер насыщения коллекторов.

ИК–спектрометр предназначен для определения наличия и количественной оценки присутствующего углеводорода в исследуемой породе (газовый конденсат, легкая нефть, тяжелая нефть, битум и т.д.) с целью оценки характера насыщения коллекторов.

Люминоскоп ЛУ-1М с выносным УФ-осветителем и устройством для фотографирования предназначен для исследования бурового шлама и образцов керна под ультрафиолетовым освещением с целью определения наличия в породе битуминозных веществ, а также для их количественной оценки. Принцип измерения прибора основан на свойстве битумоидов при их облучении ультрафиолетовыми лучами излучать «холодное» свечение, интенсивность и цвет которого позволяют визуально определить наличие, качественный и количественный состав битумоида в исследуемой породе с целью оценки характера насыщения коллекторов. Устройство для фотографирования вытяжек предназначено для документирования результатов люминесцентного анализа и способствует исключению субъективного фактора при оценке результатов анализа. Выносной осветитель позволяет осуществлять предварительный осмотр крупногабаритного керна на буровой с целью выявления наличия битумоидов.

Осушитель шлама ОШ-1 предназначен для экспресс-осушки проб шлама под воздействием теплового потока. Осушитель имеет встроенный регулируемый таймер и несколько режимов регулировки интенсивности и температуры воздушного потока.

Технические и информационные возможности описанной станции ГТИ отвечают современным требованиям и позволяют реализовать новые технологии информационного обеспечения строительства нефтегазовых скважин.

Горно-геологические характеристики разреза, влияющие на возникновение, предупреждение и ликвидацию осложнений.

Осложнения в процессе бурения возникают по следующим причинам: сложные горно-геологические условия; плохая информированность о них; низкая скорость бурения, например, из-за длительных простоев, плохих технологических решений, заложенных в техническом проекте на строительство скважины.

При осложненном бурении чаще возникают аварии.

Горно-геологические характеристики необходимо знать, чтобы правильно составлять проект на строительство скважины, предупреждать и бороться с осложнениями в ходе реализации проекта.

Пластовое давление (Рпл)- давления флюида в породах с открытой пористостью. Так называются породы, в которых пустоты сообщаются между собой. При этом пластовый флюид может течь по законам гидромеханики. К таким породам относятся тампонажные породы, песчаники, коллекторы продуктивных горизонтов.

Поровое давление (Рпор)–давление в закрытых пустотах, тоесть давление флюида в поровом пространстве, в котором поры не сообщаются друг с другом. Такими свойствами обладают глины, соляные породы, покрышки коллекторов.

Горное давление (Рг) – гидростатическое (геостатическое) давление на рассматриваемой глубине от вышерасположенной толщи ГП.

Статический уровень пластовой жидкости в скважине, определяемый равенством давления этого столба с пластовым давлением. Уровень может быть ниже поверхности земли (скважина будет поглощать), совпадать с поверхностью (имеется равновесие) или быть выше поверхности (скважина фонтанирует) Рпл=rgz.

Динамический уровень жидкости в скважине – установлен выше статического уровня при доливе в скважину и ниже него – при отборе жидкости, например при откачке погружным насосом.

Депрессия  P=Pскв-Рпл<0 – давление в скважине меньше пластового. Наличие депрессии – необходимое условие для притока пластового флюида.

Репрессия  Р=Рскв-Рпл>0 – давление в скважине не больше пластового. Имеет место поглощение.

Коэффициент аномальности пластового давления Ка=Рпл/rвgzпл (1), где zпл –глубина кровли рассматриваемого пласта, rв – плотность воды, g – ускорение свободного падения. Ка<1=>АНПД; Ка>1=>АВПД.

Давление поглощения или гидроразрыва Рп – давление, при котором возникают поглощения всех фаз промывочной или тампонажной жидкости. Величину Рп определяют опытным путем по данным наблюдений в процессе бурения, либо с помощью специальных исследований в скважине. Полученные данные используются при проводке других подобных скважин.

Совмещенный график давлений при осложнении. Выбор первого варианта конструкции скважин.

Совмещенный график давлений. Выбор первого варианта конструкции скважин.

Чтобы правильно составить технический проект на строительство скважин необходимо точно знать распределение пластовых (поровых) давлений и давлений поглощения (гидроразрыва) по глубине или, что то же самое, распределение Ка и Кп (в безразмерном виде). Распределение Ка и Кп представляют на совмещенном графике давлений.

Распределение Ка и Кп по глубине z.

· Конструкция скважины (1-ый вариант), которая потом уточняется.

Из этого графика видно, что мы имеем три интервала глубин с совместимыми условиями бурения, то есть такими, в которых можно применять жидкость с одинаковой плотностью.

Особенно тяжело бурить, когда Ка=Кп. Сверхсложным бурение становится при величине Ка=Кп<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.

После вскрытия поглощающего интервала производят изоляционные работы, благодаря которым повышается Кп (искусственно), получая возможность провести, например, цементирование колонны.

Схема циркуляционной системы скважин

Схема циркуляционной системы скважин и эпюра распределения давлений в ней.

Схема: 1. Долото, 2. Забойный двигатель, 3. УБТ, 4. БТ, 5. Замковое соединение, 6. Квадрат, 7. Вертлюг, 8. Буровой рукав, 9. Стояк, 10. Напорный трубопровод (манифольд), 11. Насос, 12. Всасывающий патрубок, 13. Желобная система, 14. Вибросито.

1.Линия гидростатического распределения давления.

2.Линия гидравлического распределения давления в КП.

3.Линия гидравлического распределения давления в БТ.

Давление промывочной жидкости на пласт должно быть всегда внутри заштрихованной области между Рпл и Рп.

Через каждое резьбовое соединение БК жидкость пытается протечь из трубного в затрубное пространство (при циркуляции). Эта тенденция вызвана перепадом давления в трубах и КП. При просачивании происходит разрушение резьбового соединения. При прочих равных условиях органическим недостатком бурения с гидравлическим забойным двигателем, является повышенный перепад давления на каждом резьбовом соединении, так как в забойном двигателе

Циркуляционная система служит для подачи бурового раствора от устья скважины к приёмным емкостям, очистки от выбуренной породы и дегазации.

На рисунке представлена упрощённая схема циркуляционной системы ЦС100Э: 1 – трубопровод долива; 2 – растворопровод; 3 – блок очистки; 4 – приемный блок; 5 – шкаф управления электрооборудованием.

Упрощённая конструкция циркуляционной системы – это желобная система, которая состоит из желоба для движения раствора, настила около желоба для хождения и очистки желобов, перил и основания.

Желоба могут быть деревянными из досок 40 мм и металлическими из листового железа 3-4 мм. Ширина – 700-800 мм, высота – 400-500 мм. Применяют желоба прямоугольного профиля и полукруглые. С целью уменьшения скорости течения раствора и выпадения из него шлаба в желобах устанавливают перегородки и перепады высотой 15-18 см. На дне желоба в этих местах устанавливают люки с клапанами, через которые удаляют осевшую породу. Общая длина желобной системы зависит от параметров применяемых растворов, условий и технологии бурения, а также от механизмов, используемых для очистки и дегазации растворов. Длина, как правило, может быть в пределах 20-50 м.

При использовании комплектов механизмов очистки и дегазации раствора (вибросита, пескоотделители, илоотделители, дегазаторы, центрифуги) желобная система применяется только для подачи раствора от скважины к механизму и приёмным емкостям. В этом случае длина желобной системы зависит только от расположения механизмов и емкостей по отношению к скважине.

В большинстве случаев желобная система монтируется на металлических основаниях по секциям, имеющим длину 8-10 м и высоту до 1 м. Такие секции устанавливают на стальные телескопические стойки, регулирующие высоту установки желобов, это облегчает демонтаж желобной системы зимой. Так, при скоплении и замерзании под желобами выбуренной породы, желоба вместе с основаниями могут быть сняты со стоек. Монтируют желобную систему с уклоном в сторону движения раствора; с устьем скважины желобная система соединяется трубой или желобом меньшего сечения и с большим уклоном для увеличения скорости движения раствора и уменьшения в этом месте выпадения шлаба.

В современной технологии бурения скважин предъявляют особые требования к буровым растворам, согласно которым оборудование по очистке раствора должно обеспечивать качественную чистку раствора от твёрдой фазы, смешивать и охлождать его, а также удалять из раствора гз, поступивший в него из газонасыщенных пластов во время бурения. В связи с этими требованиями современные буровые установки комплектуются циркуляционными системами с определённым набором унифицированных механизмов – емкостей, устройств по очистке и приготовления буровых растворов.

Механизмы циркуляционных системы обеспечивают трёхступенчатую очистку бурового раствора. Из скважины раствор поступает на вибросито в первую ступень грубой очистки и собирается в отстойнике ёмкости, где осаждается грубодисперсный песок. Из отстойника раствор проходит в отсек циркуляционной системы и подаётся центробежным шламовым насосом в дегазатор при необходимости дегазации раствора, а затем – в пескоотделитель, где проходит вторую ступень очистки от породы размером до 0,074-0,08 мм. После этого раствор подаётся в илоотделитель – третью ступень очистки, где удаляются частицы породы до 0,03 мм. Песок и ил сбрасываются в ёмкость, откуда подаётся в центрифугу для дополнительного отделения раствора от породы. Очищенный раствор из третьей ступени поступает в приёмные ёмкости – в приёмный блок буровых насосов для подачи его в скважину.

Оборудование циркуляционных систем скомплектовано заводом в следующие блоки:

блок очистки раствора;

промежуточный блок (один или два);

приёмный блок.

Базой для комплектовки блоков служат прямоугольные ёмкости, установленные на санных основаниях.

Гидравлическое давление глинистых и цементных растворов после остановки циркуляции.

Поглощения. Причины их возникновения.

По глощения буровых или тампонажных растворов - вид осложнений, которыйпроявляется уходом жидкости из скважины в пласт горных пород. В отличии от фильтрации, поглощения характерны тем что в ГП поступают все фазы жидкости. А при фильтрации лишь некоторые. На практике поглощения также определяют как суточный уход бурового раствора в пласт в объеме, превышающим естественную убыль за счет фильтрации и со шламом. Для каждого района принята своя норма. Обычно допускается несколько м3 в сутки. Поглощения – наиболее распространенный вид осложнений, особенно в районах Урало-Поволжья восточной и юго-восточной Сибири. Поглощения встречаются в разрезах, в которых имеются обычно трещиноватые ГП, расположены наибольшие деформации пород и их размыв обусловлены тектоническими процессами. Например в Татарии на борьбу с поглощениями ежегодно тратят 14% календарного времени, что превышает затраты времени на мех. бурения. В результате поглощений ухудшаются условия проводки скважины:

1.Увеличивается прихватоопасность инструмента, т.к. резко снижается скорость восходящего потока промывочной жидкости выше зоны поглощения, если при этом крупные частицы шлама не уходят в пласт, то он скапливаются в стволе, вызывая затяжки и прихват инструмента. Особенно увеличивается вероятность прихвата инструмента оседающим шламом после остановки насосов (циркуляции).

2. Усиливаются осыпи обвалы в неустойчивых породах. Могут возникать ГНВП из имеющихся в разрезе флюидосодержащих горизонтов. Причина – снижение давления столба жидкости. При наличии двух или более одновременно вскрытых пластов с различными коэф. Ка и Кп между ними могут возникать перетоки, затрудняющие изоляционные работы и последующие цементирование скважины.

Теряется много времени и материальных средств (инертных наполнителей, тампонажных материалов) на изоляцию, простои и аварии, вызывающие поглощениями.

Причины возникновения поглощений

Качественную роль фактора, определяющих величину ухода раствора в зону поглощений можно проследить, рассматривая течения вязкой жидкости в круговом пористом пласте или круговой щели. Формулу для расчета расхода поглощаемой жидкости в пористом круговом пласте получим, решив систему уравнений:

1.Уравнение движения (В форме Дарси)

V=K/M*(dP/dr): (1) где V, P, r, M- соответственно скорость течения, текущее давление, радиус пласта, вязкость.

2. Уравнение сохранения массы (неразрывность)

V=Q/F (2) где Q, F=2πrh , h – соответственно расход поглощения жидкости, переменная по радиусу площадь, толщина зоны поглощения.

3. Уравнение состояния

ρ=const (3) решая эту систему уравнений: 2 и 3 в 1 получим:

Q=(K/M)*2 π rH (dP/dr)

Q= (2 π HK(P с -P пл ))/Mln (rk/rc) (4) формула Дюпии

Аналогичную формулу(4) Буссенеско можно получить и для m круговых трещин (щелей) одинаково раскрытых и равно отстоящих друг от друга.

Q= [(πδ3(Pс-Pпл))/6Mln (rk/rc) ] *m (5)

δ- раскрытие (высота) щели;

m- число трещин (щелей);

M- эффективная вязкость.

Ясно, что для уменьшения расхода поглощаемой жидкости по формуле (4) и (5) надо увеличивать параметры в знаменатели и уменьшать их в числителе.

Согласно (4) и (5)

Q=£(H(или m), Pпл, rk, Pc, rc, M, K, (илиδ)) (6)

Параметры, входящие в функцию (6) по происхождению на момент вскрытия зоны поглощения можно условно разделить на 3 группы.

1.группа – геологические параметры;

2.группа – технологические параметры;

3.группа – смешенные.

Это деление условное, поскольку в ходе эксплуатации, т.е. технологического воздействия (отбор жидкости, заводнения и т.д.) на залежь изменяется также Pпл, rk

Поглощения в породах с закрытыми трещинами. Особенность индикаторных кривых. Гидроразрыв и его предупреждение.

Особенность индикаторных кривых.

Дальше будем рассматривать прямую 2.

Приближенно индикаторную кривую для пород с искусственно открываемыми закрытыми трещинами может быть описана следующей формулой: Рс = Рб +Рпл+ 1/А*Q+BQ2 (1)

Для пород с естественно открытыми трещинами индикаторная кривая является частным случаем формулы (1)

Рс-Рпл= ΔР=1/А*Q=А*ΔР

Таким образом, в породах с открытыми трещинами поглощение начнется при любых значениях репрессии, а в породах с закрытыми трещинами – только после создания в скважине давления равное давлению гидроразрыва Рс*. Главная мера борьбы с поглощениями в породах с закрытыми трещинами (глины, соли) – не допускать гидроразрыва.

Оценка эффективности работ по ликвидации поглощений.

Эффективность работ по изоляции характеризуется приемистостью (А) зоны поглощения, которую удается достичь в ходе изоляционных работ. Если при этом полученная приемистость А оказывается ниже некоторого технологически допустимого значения приемистости Аq, характеризующаяся для каждого района, то изоляционные работы можно считать успешными. Таким образом условии изоляции можно записать в виде А≤Аq (1) А=Q/Рс- Р* (2) Для пород с искусственно открываемыми трещинами Р* = Рб+Рпл+Рр (3) где Рб-боковое давление горной породы, Рр - предел прочности на разрыв г.п. В частном случаи Рб и Рр = 0 для пород с естественными открытыми трещинами А= Q/Pc - Рпл (4) , если не допустить малейшего поглощения, то Q=0 и А→0,

тогда Рс<Р* (5) Для зоны с открытыми трещинами формула (5) заменяется Рс=Рпл= Рпогл (6). Если давление в скважине определяется гидростатикой Рс = ρqL то (5 и 6) в привычных обозначениях примет вид: ρо≤Кп (7) и ρо= Ка=Кп (8). На практике трудно определить давление поглощения Р* , поэтому в ряде районов, например в Татарии оценка эффективности изоляционных работ проводят не по индексу давления поглощения Кп а по дополнительной приемистости Аq. В Татарии допустимые приемистости по тех. воде принято Аq≤ 4 м3/ч*МПа. Значение Аq свое для каждого района и различных поглощаемых жидкостей. Для воды оно принимается обычно более, а при растворе с наполнителем Аq берется меньше. Согласно 2 и 4 А=f (Q; Рс) (9). Т.е все способы борьбы с поглощениями основаны на воздействии на две управляемые величины (2 и 4) , т.е. на Q и Рс.

Способы борьбы с поглощениями в процессе вскрытия зоны поглощения.

Традиционные способы предупреждения поглощений ос­нованы на уменьшении перепадов давления на поглощающий пласт или изменении а/т) фильтрующейся жидкости. Если вместо снижения перепада давления на пласт увеличить вяз­кость путем добавления закупоривающих материалов, бенто­нита или других веществ, интенсивность поглощения будет изменяться обратно пропорционально увеличению вязкости, как это следует из формулы (2.86). Практически, если регули­ровать параметры раствора, вязкость можно изменять лишь в сравнительно узких пределах. Предотвращение поглощений путем перехода на промывку раствором с повышенной вяз­костью возможно только при условии разработки научно обоснованных требований к этим жидкостям, учитывающих особенности течения их в пласте. Совершенствование приемов предупреждения поглощений, основанных на снижении перепадов давления на поглощаю­щие пласты, неразрывно связано с глубоким изучением и разработкой методов проводки скважин при равновесии в системе скважина - пласт. Буровой раствор, проникая в поглощающий пласт на оп­ределенную глубину и загустевая в каналах поглощения, со­здает дополнительное препятствие на пути движения бурово­му раствору из ствола скважины в пласт. Свойство раствора создавать сопротивление движению жидкости внутри пласта используют при проведении профилактических мероприятий с целью предотвращения поглощений. Сила такого сопротив­ления зависит от структурно-механических свойств раствора, размеров и формы каналов, а также от глубины проникно­вения раствора в пласт.

Чтобы сформулировать требования к реологическим свой­ствам буровых растворов при прохождении поглощающих пластов, рассмотрим кривые (рис. 2.16), отражающие зависи­мость напряжения сдвига и скорость деформации de/df для некоторых моделей неньютоновской жидкости. Прямая 1 со­ответствует модели вязкопластичной среды, для которой ха­рактерно предельное напряжение сдвига т0. Кривая 2 харак­теризует поведение псевдопластических жидкостей, у кото­рых с ростом скорости сдвига замедляется темп роста на­пряжения, и кривые выполаживаются. Прямая 3 отражает реологические свойства вязкой жидкости (ньютоновской). Кривая 4 характеризует поведение вязкоупрутих и дилатант-ных жидкостей, у которых напряжение сдвига резко увели­чивается с ростом скорости деформации. К вязкоупругим жидкостям, в частности, относятся слабые растворы некото­рых полимеров (окись полиэтилена, гуаровая смола, поли-акриламид и др.) в воде, которые обнаруживают свойство резко снижать (в 2-3 раза) гидродинамические сопротивления при течении жидкостей с большими числами Рейнольдса (эффект Томса). В то же время вязкость этих жидкостей при движении их по поглощающим каналам будет высокой вслед­ствие высоких скоростей сдвига в каналах. Бурение с промывкой аэрированными буровыми раство­рами является одним из радикальных мероприятий в ком­плексе мер и способов, предназначенных для предупреждения и ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин. Аэрация бурового раствора снижает гидростатическое дав­ление, способствует тем самым возвращению его в достаточ­ном количестве на поверхность и соответственно нормальной очистке ствола скважины, а также отбору представительных проб проходимых пород и пластовых флюидов. Технико-экономические показатели при бурении скважин с промывкой забоя аэрированным раствором выше по срав­нению с показателями, когда в качестве бурового раствора используется вода или другие промывочные жидкости. Значи­тельно улучшается также качество вскрытия продуктивных пластов, особенно на месторождениях, где эти пласты имеют аномально низкие давления.

Эффективным мероприятием по предотвра­щению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах погло­щения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной (глинистой) корки и изоляции поглощающих пла­стов. В.Ф. Роджерс считает, что закупоривающим агентом мо­жет быть практически любой материал, который состоит из частиц достаточно малых размеров и при вводе которых в буровой раствор он может прокачиваться буровыми насоса­ми. В США для закупоривания поглощающих каналов приме­няют более ста типов наполнителей и их комбинаций. В ка­честве закупоривающих агентов используют древесную стружку или мочало, рыбью чешую, сено, резиновые отходы, листочки гуттаперчи, хлопок, коробочки хлопчатника, во­локна сахарного тростника, ореховую скорлупу, гранулиро­ванные пластмассы, перлит, керамзит, текстильные волокна, битум, слюду, асбест, изрезанную бумагу, мох, изрезанную коноплю, хлопья целлюлозы, кожу, пшеничные отруби, бо­бы, горох, рис, куриные перья, комки глины, губку, кокс, камень и др. Эти материалы можно применять отдельно и в комбинациях, изготовленных промышленностью или состав­ляемых перед использованием. Определить в лаборатории пригодность каждого закупоривающего материала весьма трудно из-за незнания размера отверстий, которые должны быть закупорены.

В зарубежной практике особое внимание уделяется обеспечению "плотной" упаковки наполнителей. Придерживаются мнения Фернаса, согласно которому наиболее плотная упа­ковка частиц отвечает условию распределения их по разме­рам по закону геометрической прогрессии; при ликвидации поглощения наибольший эффект может быть получен при максимально уплотненной пробке, особенно в случае мгно­венного ухода бурового раствора.

Наполнители по качественной характеристике подразде­ляются на волокнистые, пластинчатые и зернистые. Волокнистые материалы имеют растительное, животное, минеральное происхождение. Сюда относятся и синтетичес­кие материалы. Тип и размер волокна значительно влияют на качество работ. Важна устойчивость волокон при циркуляции их в буровом растворе. Материалы дают хорошие результа­ты при закупоривании песчаных и гравийных пластов с зер­нами диаметром до 25 мм, а также при закупоривании тре­щин в крупнозернистых (до 3 мм) и мелкозернистых (до 0,5 мм) породах.

Пластинчатые материалы пригодны для закупорки пластов крупнозернистого гравия и трещин размером до 2,5 мм. К ним относят: целлофан, слюду, шелуху, хлопковые семена и т.д.

Зернистые материалы: перлит, измельченная резина, ку­сочки пластмассы, ореховая скорлупа и др. Большинство из них эффективно закупоривают пласты гравия с зернами диаметром до 25 мм. Перлит дает хорошие результаты в гра­вийных пластах с диаметром зерен до 9-12 мм. Ореховая скорлупа размером 2,5 мм и менее закупоривает трещины размером до 3 мм, а более крупная (до 5 мм) и измельченная резина закупоривают трещины размером до 6 мм, т.е. ими можно закупорить трещин в 2 раза больше, чем при исполь­зовании волокнистых или пластинчатых материалов.

При отсутствии данных о размерах зерен и трещин по­глощающего горизонта применяют смеси волокнистых с пла­стинчатыми или зернистыми материалами, целлофана со слюдой, волокнистых с чешуйчатыми и зернистыми материа­лами, а также при смешивании зернистых материалов: пер­лита с резиной или ореховой скорлупой. Лучшей смесью для ликвидации поглощения при низких давлениях является высококоллоидный глинистый раствор с добавками волокнистых материалов и листочков слюды. Во­локнистые материалы, откладываясь на стенке скважины, образуют сетку. Листочки слюды укрепляют эту сетку и за­купоривают более крупные каналы в породе, а поверх всего этого образуется тонкая и плотная глинистая корка.

Газоводонефтепроявления. Их причины. Признаки поступления пластовых флюидов. Классификация и распознавание видов проявлений.

При поглощении жидкость (промывочная или тампонажная) течет из скважины в пласт, а при проявлении наоборот – из пласта в скважину. Причины поступления: 1) поступление в скважину в месте с выбуренной породы флюид содержащих пластов. В этом случае не обязательно выше и ниже давление в скважине по сравеннию с пластовым; 2) если давление в скважине ниже пластового, т.е имеет место дипрессия на пласт основные причины возникновения дипрессии т.е снижения давления на пласт в скважине следующие: 1) не долив скважины промывочной жидкостью при подъёме инструмента. Необходимы обязательно устройство для автодолива в скважину; 2) снижения плотности промывочной жидкости из за её вспенивания (газирования) при соприкосновение жидкости с воздухом на поверхности в желобной системе, а также из за обработки п.ж ПАВ. Необходима дэгазация (механическая, химическая); 3) бурение скважины в несовместимых условиях. На схеме два пласта. Для первого пласта характерно Ка1 и Кп1; для второго Ка2 и Кп2. первый пласт должны бурить на растворе ρ0,1 (между Ка1 и Кп1), второй пласт ρ0,2 (Рис.)

Невозможно вскрывать второй пласт на растворе с плотностью для первого пласта, так как будет его поглощения в во втором пласте; 4) резких колебаний гидродинамического давления при остановки насоса, СПО и др. работах, усугубляемых повышением статического напряжения сдвига и наличие сальников на колонне;

5) заниженная плотность п.ж принятой в техническом проекте из за плохого знания фактического распределения пластового давления (Ка), т.е геология района. Эти причины больше относятся к разведочным скважинам; 6) низкий уровень оперативного уточнения пластовых давлений путем прогнозирования их в ходе углубления скважины. Не использования методов прогнозирования d-экспоненты, σ (сигма)-экспонента и.т.д; 7) выпадения утяжелителя из бурового раствора и снижения гидравлического давления. Признаки поступления пластового флюида являются: 1) повышения уровня циркулирующей жидкости в приемной емкости насоса. Нужен уровнемер; 2) из раствора, выходящего из скважины на устье выделяется газ, наблюдается кипение раствора; 3) после остановки циркуляции раствор продолжает вытекать из скважины (скважина переливает); 4) резко поднимается давление при неожиданном вскрытие пласта с АВПД. При поступление нефти из пластов её пленка остается на стенках желобов или течет поверх раствора в желобах. При поступления пластовой воды, изменяются свойства п.ж. Плотность её обычно падает, вязкость может снизится, а может и увеличиться (после поступления соленой воды). Водоотдача обычно увеличивается, изменяется рН, электрическое сопротивление обычно снижается.

Классификация поступления флюидов. Она производится по сложности мероприятий необходимых для их ликвидаций. Подразделяются на три группы: 1) проявление- неопасное поступление пластовых флюидов, не нарушающие процесс бурения и принятую технологию работ; 2) выброс – поступление флюидов которые можно ликвидировать только путем специального целенаправленного изменения технологии бурения имеющимися на буровой средствами и оборудованием; 3) фонтан – вступления флюида, ликвидация которого требует применения дополнительных средств и оборудования (кроме имеющихся на БУ) и которая связана с возникновением в системе скважина-пласт давлений, угрожающих целостности о.к. , устьевого оборудования и пластов в незакрепленной части скважины.

Установка цементных мостов. Особенности выбора рецептуры и приготовления тампонажного раствора для установки мостов.

Одна из серьезных разновидностей технологии процесса це­ментирования - установка цементных мостов различного на­значения. Повышение качества цементных мостов и эффективности их работы - неотъемлемая часть совершенствования процессов бу­рения, заканчивания и эксплуатации скважин. Качеством мос­тов, их долговечностью определяется также надежность охра­ны недр окружающей среды. Вместе с тем промысловые дан­ные свидетельствуют, что часто отмечаются случаи установки низкопрочных и негерметичных мостов, преждевременного схватывания цементного раствора, прихвата колонных труб и т.д. Эти осложнения обусловлены не только и не столько свойст­вами применяемых тампонажных материалов, сколько специ­фикой самих работ при установке мостов.

В глубоких высокотемпературных скважинах при проведе­нии указанных работ довольно часто происходят аварии, свя­занные с интенсивным загустеванием и схватыванием смеси глинистого и цементного растворов. В некоторых случаях мос­ты оказываются негерметичными или недостаточно прочными. Успешная установка мостов зависит от многих природных и технических факторов, обусловливающих особенности форми­рования цементного камня, а также контакт и "сцепление" его с горными породами и металлом труб. Поэтому оценка несущей способности моста как инженерного сооружения и изучение условий, существующих в скважине, обязательны при прове­дении этих работ.

Цель установки мостов - получение устойчивого водогазонефтенепроницаемого стакана цементного камня определенной прочности для перехода на вышележащий горизонт, забуривания нового ствола, укрепления неустойчивой и кавернозной ча­сти ствола скважины, опробования горизонта с помощью испы­тателя пластов, капитального ремонта и консервации или лик­видации скважин.

По характеру действующих нагрузок можно выделить две категории мостов:

1) испытывающих давление жидкости или газа и 2) испытывающих нагрузку от веса инструмента во время забуривания второго ствола, применения испытателя пластов или в других случаях (мосты, этой категории, должны помимо газоводонепроницаемости обладать весьма высокой механичес­кой прочностью).

Анализ промысловых данных показывает, что на мосты мо­гут создаваться давления до 85 МПа, осевые нагрузки до 2100 кН и возникают напряжения сдвига на 1 м длины моста до 30 МПа. Такие значительные нагрузки возникают при опробо­вании скважин с помощью испытателей пластов и при других видах работ.

Несущая способность цементных мостов в значительной мере зависит от их высоты, наличия (или отсутствия) и состояния глинистой корки или остатков бурового раствора на колонне. При удалении рыхлой части глинистой корки напряжение сдвига составляет 0,15-0,2 МПа. В этом случае даже при воз­никновении максимальных нагрузок достаточна высота моста 18-25 м. Наличие на стенках колонны слоя бурового (глинис­того) раствора толщиной 1-2 мм приводит к уменьшению на­пряжения сдвига и к увеличению необходимой высоты до180-250 м. В связи с этим высоту моста следует рассчитывать по формуле Нм ≥ Но – Qм/пDc [τм] (1) где Н0 - глубина установки нижней части моста; QM - осевая нагрузка на мост, обусловливаемая перепадом давления и раз­грузкой колонны труб или испытателя пластов; Dс - диаметр скважины; [τм] - удельная несущая способность моста, значе­ния которой определяются как адгезионными свойствами тампонажного материала, так и способом установки моста. Герметичность моста также зависит от его высоты и состоя­ния поверхности контакта, так как давление, при котором про­исходит прорыв воды, прямо пропорционально длине и обратно пропорционально толщине корки. При наличии между обсадной колонной и цементным камнем глинистой корки с напряжением сдвига 6,8-4,6 МПа, толщиной 3-12 мм градиент давления прорыва воды составляет соответственно 1,8 и 0,6 МПа на 1 м. При отсутствии корки прорыв воды происходит при градиенте давления более 7,0 МПа на 1 м.

Следовательно, герметичность моста в значительной мере зависит также от условий и способа его установки. В связи с этим высоту цементного моста следует также определять и из выражения

Нм ≥ Но – Рм/[∆р] (2) где Рм - максимальная величина перепада давлений, действу­ющего на мост при его эксплуатации; [∆р] - допустимый гради­ент давления прорыва флюида по зоне контакта моста со стен­кой скважины; эту величину также определяют в основном в зависимости от способа установки моста, от применяемых тампонажных материалов. Из значений высоты цементных мостов, определенных по формулам (1) и (2), выбирают большее.

Установка моста имеет много общего с процессом цементиро­вания колонн и обладает особенностями, которые сводятся к следующему:

1) используется малое количество тампонажных материа­лов;

2) нижняя часть заливочных труб ничем не оборудуется, стоп-кольцо не устанавливается;

3) не применяются резиновые разделительные пробки;

4) во многих случаях производится обратная промывка скважин для "срезки" кровли моста;

5) мост ничем не ограничен снизу и может растекаться под действием разности плотностей цементного и бурового раство­ров.

Установка моста - простая по замыслу и способу проведения операция, которая в глубоких скважинах существенно ослож­няется под действием таких факторов, как температура, давле­ние, газоводонефтепроявления и др. Немаловажное значение имеют также длина, диаметр и конфигурация заливочных труб, реологические свойства цементного и бурового растворов, чистота ствола скважины и режимы движения нисходящего и восходящего потоков. На установку моста в не обсаженной части скважины значительное влияние оказывает кавернозность ствола.

Цементные мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ показывает, что если при испытании на проч­ность мост не разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки 3,0-6,0 МПа и одновременной промывки, то его прочностные свойства удовлетворяют условиям как забуривания нового ствола, так и нагружения от веса колонны труб или испытателя пластов.

При установке мостов для забуривания нового ствола к ним предъявляется дополнительное требование по высоте. Это обус­ловлено тем, что прочность верхней части (Н1) моста должна обеспечить возможность забуривания нового ствола с допусти­мой интенсивностью искривления, а нижняя часть (Н0) - на­дежную изоляцию старого ствола. Нм=Н1+Но = (2Dс* Rc)0,5+ Но(3)

где Rc - радиус искривления ствола.

Анализ имеющихся данных показывает, что получение на­дежных мостов в глубоких скважинах зависит от комплекса одновременно действующих факторов, которые могут быть разде­лены на три группы.

Первая группа - природные факторы: температура, давле­ние и геологические условия (кавернозность, трещиноватость, действие агрессивных вод, водо- и газопроявления и поглоще­ния).

Вторая группа - технологические факторы: скорость движе­ния потоков цементного и бурового растворов в трубах и кольце­вом пространстве, реологические свойства растворов, химичес­кий и минералогический состав вяжущего материала, физико-механические свойства цементного раствора и камня, контракционный эффект тампонажного цемента, сжимаемость бурового раствора, неоднородность плотностей, коагуляция бурового раствора при смешении его с цементным (образование высоко­вязких паст), величина кольцевого зазора и эксцентричность расположения труб в скважине, время контакта буферной жид­кости и цементного раствора с глинистой коркой.

Третья группа - субъективные факторы: использование не­приемлемых для данных условий тампонажных материалов; неправильный подбор рецептуры раствора в лаборатории; недо­статочная подготовка ствола скважины и использование бурово­го раствора с высокими значениями вязкости, СНС и водоотда­чи; ошибки при определении количества продавочной жидкос­ти, места расположения заливочного инструмента, дозировки реагентов для затворения цементного раствора на скважине; применение недостаточного числа цементировочных агрегатов; применение недостаточного количества цемента; низкая сте­пень организации процесса установки моста.

Увеличение температуры и давления способствует интен­сивному ускорению всех химических реакций, вызывая быст­рое загустевание (потерю прокачиваемости) и схватывание там­понажных растворов, которые после кратковременных остано­вок циркуляции иногда невозможно продавить.

До настоящего времени основной способ установки цемент­ных мостов - закачивание в скважину цементного раствора в проектный интервал глубин по колонне труб, спущенной до уровня нижней отметки моста с последующим подъемом этой колонны выше зоны цементирования. Как правило, работы про­водят без разделительных пробок и средств контроля за их движением. Процесс контролируют по объему продавочной жидкости, рассчитываемому из условия равенства уровней це­ментного раствора в колонне труб и кольцевом пространстве, а объем цементного раствора принимают равным объему скважи­ны в интервале установки моста. Эффективность способа низка.

Прежде всего следует отметить, что вяжущие материалы, применяемые для цементирования обсадных колонн, пригодны для установки прочных и герметичных мостов. Некачественная установка мостов или вообще их от­сутствие, преждевременное схватывание раствора вяжущих веществ и другие факторы в определенной степени обусловлены неверным подбором рецептуры растворов вяжущих веществ по срокам загустевания (схватывания) или отклонениями от подо­бранной в лаборатории рецептуры, допущенными при приго­товлении раствора вяжущих.

Установлено, что для уменьшения вероятности возникнове­ния осложнений сроки схватывания, а при высоких температу­рах и давлениях сроки загустевания должны превышать про­должительность работ по установке мостов не менее чем на 25 %. В ряде случаев при подборе рецептур растворов вяжущих не учитывают специфики работ по установке мостов, заключаю­щихся в остановке циркуляции для подъема колонны заливоч­ных труб и герметизации устья.

В условиях высоких температур и давления сопротивление сдвигу цементного раствора даже после кратковременных оста­новок (10-20 мин) циркуляции может резко возрасти. Поэтому циркуляцию восстановить не удается и в большинстве случаев колонна заливочных труб оказывается прихваченной. Вследствие этого при подборе рецептуры цементного раство­ра необходимо исследовать динамику его загустевания на кон­систометре (КЦ) по программе, имитирующей процесс уста­новки моста. Время загустевания цементного раствора Тзаг соответствовать условию

Тзаг>Т1+Т2+Т3+1,5(Т4+Т5+Т6)+1,2Т7 где T1, Т2, T3 - затраты времени соответственно на приготовле­ние, закачивание и продавливание цементного раствора в сква­жину; Т4, Т5, Т6 - затраты времени на подъем колонны зали­вочных труб до места срезки моста, на герметизацию устья и производство подготовительных работ по срезке моста; Тт - за­траты времени на срезку моста.

По аналогичной программе необходимо исследовать смеси цементного раствора с буровым в соотношении 3:1,1:1 и 1:3 при установке цементных мостов в скважинах с высокими темпера­турой и давлением. Успешность установки цементного моста в значительной степени зависит от точного соблюдения подобранной в лабора­тории рецептуры при приготовлении цементного раствора. Здесь главные условия - выдерживание подобранного содер­жания химических реагентов и.жидкости затворения и водоцементного отношения. Для получения возможно более однородного тампонажного раствора его следует приготовлять с использованием осреднительной емкости.

Осложнения и аварии при бурении нефтегазовых скважин в условиях многолетней мерзлоты и меры их предупреждения .

При бурении в интервалах распространения ММП в результате совместного физико-химического воздей­ствия и эрозии на стенки скважины сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размы­ваются потоком бурового раствора. Это приводит к интен­сивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород.

Наиболее интенсивно разрушаются породы с низким по­казателем льдистости и слабоуплотненные породы. Теплоем­кость таких пород невысокая, и поэтому их разрушение происходит существенно быстрее, чем пород с высокой льдистостью.

Среди мерзлых пород встречаются пропласткн талых по­род, многие из которых склонны к поглощениям бурового раствора при давлениях, незначительно превышающих гидро­статическое давление столба воды в скважине. Поглощения в такие пласты бывают весьма интенсивные и требуют специ­альных мероприятий для их предупреждения или ликвидации

В разрезах ММП обычно наиболее неустойчивы породы четвертичного возраста в интервале 0 - 200 м. При традици­онной технологии бурения фактический объем ствола в них может превосходить номинальный в 3 - 4 раза. В результате сильного кавернообразования. которое сопровождается появ­лением уступов, сползанием шлама и обвалами пород кон­дукторы во многих скважинах не были спущены до проект­ной глубины.

В результате разрушения ММП в ряде случаев наблюдалось проседание кондуктора и направления, а иногда вокруг устья скважины образовывались целые кратеры, не позволяющие вести буровые работы.

В интервале распространения ММП трудно обеспечить цементирование и крепление ствола вследствие создания за­стойных зон бурового раствора в больших кавернах, откуда его невозможно вытеснить тампонажным раствором. Цемен­тирование зачастую одностороннее, а цементное кольцо не­сплошное. Это порождает благоприятные условия для меж- пластовых перетоков и образования грифонов, д\я смятия колонн при обратном промерзании пород в случае длитель­ных "прослоев" скважины.

Процессы разрушения ММП достаточно сложные и мало изученные. 1 Циркулирующий в скважине буровой раствор термо- и гидродинамически взаимодействует как с горной породой, так и со льдом, причем это взаимодействие может существенно усиливаться физико-химическими процессами (например, растворением», которые не прекращаются даже при отрицательных температурах.

В настоящее время можно считать доказанным наличие осмотических процессов в системе порода (лед) - корка на стенке скважины - промывочная жидкость в стволе сква­жины. Эти процессы самопроизвольные и направлены в сто­рону, противоположную градиенту потенциала (температуры, давления, концентрации), те. стремятся к выравниванию концентраций, температур, давлений. Роль полупроницаемой перегородки может выполнять как фильтрационная корка, так и прискважинный гонкий слой самой породы. А в соста­ве мерзлой породы кроме льда как цементирующего ее ве­щества может находиться незамерзающая поровая вода с различной степенью минерализации. Количество незамерза­ющей воды в ММГ1 зависит от температуры, вещественного состава, солености и может быть оценено по эмпирической формуле

w = аТ~ ь .

1па = 0.2618 + 0.55191nS;

1п(- Ъ) = 0.3711 + 0.264S:

S - удельная поверхность породы. м а /п Г - температура породы, "С.

Из-за наличия в открытом стволе скважины промывочно­го бурового раствора, а в ММП - поровой жидкости с оп­ределенной степенью минерализации наступает- процесс са­мопроизвольного выравнивания концентраций иод действием осмотического давления. В результате этого может происхо­дить разрушение мерзлой породы. Если буровой раствор бу­дет иметь повышенную по сравнению с поровой водой кон­центрацию какой-нибудь растворенной соли, то на границе лед - жидкость начнутся фазовые превращения, связанные с понижением температуры плавления льда, т.е. начнется про­цесс его разрушения. А так как устойчивость стенки скважи­ны зависит в основном ото льда, как цементирующего поро­ду вещества, то в этих условиях устойчивость ММП, с,латаю­щих стенку скважины, будет потеряна, что может явиться причиной осыпей, обвалов, образования каверн и шламовых пробок, посадок и затяжек при спускоподъемных операциях, остановок спускаемых в скважину обсадных колонн, погло­щений буровых промывочных и тампонажных растворов.

Если степени минерализации бурового раствора и поровой воды ММП одинаковы, то система скважина - порода будет находиться в изотоническом равновесии, и разрушение ММП под физико-химическим воздействием маловероятно.

С увеличением степени минерализации промывочного агента возникают условия, при которых поровая вода с меньшей минерализацией будет перемещаться из породы в скважину. Из-за потерь иммобилизованной воды механическая прочность льда будет уменьшаться, лед может разру­шиться, что приведет к образованию каверны в стволе бурящейся скважины. Этот процесс интенсифицируется эрозионным воздействием циркулирующего промывочного агента.

Разрушение льда соленой промывочной жидкостью отме­чено в работах многих исследователей. Эксперименты, про­веденные в Ленинградском горном институте, показали, что с увеличением концентрации соли в омывающей лед жидкости разрушение льда интенсифицируется. Так. при содержании в циркулирующей воде 23 и 100 кг/м ‘ NaCl интенсивность раз­рушения льда при температуре минус 1 "С составляла соот­ветственно 0,0163 и 0,0882 кг/ч.

На процесс разрушения льда оказывает влияние также длите,"льность воздействия соленой промывочной жидкости. Так, при воздействии на лед 3%-ным раствором NaCl потеря массы образца льда с температурой минус 1 ’С составим: через 0,5 ч 0,62 п через 1.0 ч 0.96 г: через 1,5 ч 1,96 г.

По мере растепления прискважинной зоны ММП осво­бождается часть ее норового пространства, куда также может фильтроваться промывочная жидкость или ее дисперсионная среда. Этот процесс может оказаться еще одним физико­=имическим фактором, способствующим разрушению ММП. Он может сопровождаться осмотическим перетоком жидкос­ти из скважин в породу, если концентрация какой-нибудь растворимой соли в жидкости ММП больше, чем в жидкос­ти. заполняющей ствол скважины.

Следовательно, чтобы свести к минимуму отрицательное влияние физико-химических процессов на состояние ствола бурящейся в ММП скважины, необходимо, в первую очередь, обеспечить равновесную концентрацию на стенке скважины компонентов бурового промывочного раствора и внутрипо- ровой жидкости в ММП.

К сожалению, это требование не всегда выполнимо на практике. Поэтому чаще прибегают к защите цементирующе­го ММП льда от физико-химического воздействия буровым раствором пленками вязких жидкостей, которые покрывают не только обнаженные скважиной поверхности льда, но и частично прилегающее к скважине внутрипоровое простран­ство. разрывая тем самым непосредственный контакт мине­рализованной жидкости со,льдом.

Как указывают АВ Марамзин и А А Рязанов, при пере­ходе от промывки скважин соленой водой к промывке более вязким глинистым раствором интенсивность разрушения льда уменьшилась в 3,5 - 4 раза при одинаковой концентрации в них NaCI. Она снижалась еще больше, когда буровой рас­твор обрабатывали защитными коллоидами (КМЦ, ССБ|. Подтверждена также положительная роль добавок к бурово­му раствору высококоллоидного бентонитового глннопорош- ка и гипана.

Таким образом, для предупреждения кавернообразования, разрушения устьевой зоны, осыпей и обвалов при бурении скважин в ММП. буровой промывочный раствор должен от­вечать следующим основным требованиям:

обладать низким показателем фильтрации:

обладать способностью создавать на поверхности льда в ММП плотную, непроницаемую пленку:

обладать низкой эрозионной способностью; иметь низкую удельную теплоемкость;

образовывать фильтрат, не создающий с жидкостью поро­ды истинных растворов;

быть гидрофобным к поверхности льда.

Завгородний Иван Александрович

студент 2 курса, механического отделения по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» Астраханского государственного политехнического колледжа, г. Астрахань

E-mail:

Кузнецова Марина Ивановна

преподаватель специальных дисциплин Астраханского государственного политехнического колледжа, г. Астрахань

E-mail:

Введение. С древних времен человечеством ведется добыча нефти, сначала применялись примитивные способы: при помощи колодцев, сбор нефти с поверхности водоемов, обработка известняка или песчаника, пропитанного нефтью. В 1859 году в США штат Пенсильвания, появляется механическое бурение скважин на нефть, примерно в это же время началось бурение скважин в России. В 1864 и 1866 годах на Кубани были пробурены первые скважины с дебитом 190 т/сут.

Изначально нефтяные скважины бурились ручным штанго-вращательным способом, вскоре перешли к бурению ручным штанговым ударным способом. Ударно-штанговый способ получил широкое распространение на нефтяных промыслах Азербайджана. Переход от ручного способа к механическому бурению скважин привел к необходимости механизации буровых работ, крупный вклад в развитие которых внесли русские горные инженеры Г.Д. Романовский и С.Г. Войслав. В 1901 году впервые в США применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости (при помощи бурового раствора), причем подъем выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел французский инженер Фовелль еще в 1848 году. С этого момента начался период развития и совершенствования вращательного способа бурения. В 1902 году в России роторным способом в Грозненском районе была пробурена первая скважина глубиной 345 м .

На сегодняшний день США занимает лидирующую позицию в нефтяной индустрии, ежегодно пробуривается 2 млн. скважин, четверть из них оказывается продуктивными, Россия занимает пока только второе место. В России и за рубежом применяются: ручное бурение (добыча воды); механическое; управляемое шпиндельное бурение (система безопасного бурения, разработанная в Англии); взрывные технологии бурения; термическое; физико-химическое, электроискровые и другие способы. Кроме этого, разрабатывается множество новых технологий бурения скважин, например, в США Колорадо горный институт разработал лазерную технологию бурения, основанную на прожигании породы.

Технология бурения. Механический способ бурения наиболее распространенный, он осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательным способами бурения. При ударном способе бурения разрушение горных пород происходит за счет ударов породоразрушающего инструмента по забою скважины. Разрушение горных пород за счет вращения прижатого к забою породоразрушающего инструмента (долото, коронка), называется вращательным способом бурения.

При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно вращательный способ бурения. При использовании вращательного способа бурения, скважина высверливается вращающимся долотом, при этом разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное бурение и бурение турбобуром. При роторном бурении - вращатель (ротор) находится на поверхности, приводя во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, частота вращения 20-200 об/мин. При бурении с забойным двигателем (турбобур, винтовой бур или электробур) - крутящий момент передается от забойного двигателя, устанавливаемого над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих основных операций: спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины и работы долота на забое, т. е. разрушение породы бурения. Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки от обвалов и разобщить нефтяные (газовые) и водяные горизонты. Одновременно в процессе бурения скважин выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна, приготовление промывочной жидкости (бурового раствора), каротаж, замер кривизны, освоение скважины с целью вызова притока нефти (газа) в скважину и т. п.

На рисунке 1 представлена технологическая схема буровой установки.

Рисунок 1. Схема буровой установки для вращательного бурения: 1 - талевый канат; 2 - талевый блок; 3 - вышка; 4 - крюк; 5 - буровой шланг; 6 - ведущая труба; 7 - желоба; 8 - буровой насос; 9 - двигатель насоса; 10 - обвязка насоса; 11 - приемный резервуар (емкость); 12 - бурильный замок; 13 - бурильная труба; 14 - гидравлический забойный двигатель; 15 - долото; 16 - ротор; 17 - лебедка; 18 - двигатель лебедки и ротора; 19 - вертлюг

Буровая установка представляет собой комплекс машин и механизмов, предназначенных для бурения и крепления скважин. Буровой процесс сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны, а также поддержанием ее на весу. Для уменьшения нагрузки на канат и снижения мощности двигателей применяют подъемное оборудование, состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой системы. Талевая система состоит из неподвижной части кронблока, устанавливаемого наверху фонаря вышки и подвижной части талевого блока, талевого каната, крюка и штропов. Талевая система предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка. Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, а также для удержания на весу бурильной колонны во время бурения и равномерной ее подачи и размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования. Спускоподъемные операции осуществляется с помощью бурильной лебедки. Буровая лебедка состоит из основания, на которой закреплены валы лебедки и соединены между собой зубчатыми передачами, все валы соединены с редуктором, а редуктор в свою очередь соединен с двигателем.

В наземное буровое оборудование входит приемный мост, предназначенный для укладки бурильных труб и перемещения по нему оборудования, инструмента, материалов и запасных частей. Система устройств для очистки промывочного раствора от выбуренной породы. И ряд вспомогательных сооружений.

Бурильная колонная соединяет буровое долото (породоразрушающий инструмент) с наземным оборудованием, т. е. буровой установкой. Верхняя труба в колонне бурильных труб квадратного сечения, она может быть шестигранной или желобчатой. Ведущая труба проходит через отверстие стола ротора. Ротор помещают в центре буровой вышки. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом, предназначенного для обеспечения вращения бурильной колонны, подвешенной на крюке и подачи через нее промывочной жидкости. Нижняя часть вертлюга соединяется с ведущей трубой, и может вращаться вместе с колонной бурильных труб. Верхняя часть вертлюга всегда неподвижна .

Рассмотрим технологию проведения бурового процесса (рисунок 1). К отверстию неподвижной части вертлюга 19 присоединяется гибкий шланг 5, через который закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов 8. Промывочная жидкость проходит по всей длине бурильной колонны 13 и поступает в гидравлический забойный двигатель 14, что приводит вал двигателя во вращение, а затем жидкость поступает в долото 15. Выходя из отверстий долота жидкость, промывает забой, подхватывает частицы разбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх и направляется в прием насосов. На поверхности буровой раствор очищается от разбуренной породы, с помощью специального оборудования, после чего вновь подается в скважину .

Технологический процесс бурения во много зависит от бурового раствора, который в зависимости от геологических особенностей месторождения, готовится на водной основе, на нефтяной основе, с использованием газообразного агента или воздуха.

Вывод. Из выше изложенного видно, что технологии поведения буровых процессов различны, но подходящая для данных условий(глубины скважины, слагающей ее породы, давлений и др.), должна быть выбрана исходя из геологических и климатических условий. Так как, от качественно проведенного вскрытия продуктивного горизонта на месторождении, зависит в дальнейшем эксплуатационная характеристика скважины, а именно ее дебит и продуктивность.

Список литературы:

1.Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф. образования. М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 352 с. ISB№ 5-7695-1119-2.

2.Вадецкий Ю.В. Справочник бурильщика: учеб. пособие для нач. проф. образования. М.: Издательский центр «Академия», 2008. - 416 с. ISB№ 978-5-7695-2836-1.