Нафтогазовидобувна діяльність на Полтавщині

Нафтогазовидобувна діяльність на Полтавщині

Зміст

Вступ

. Ознайомлення з районом бурових робіт

. Бурове обладнання

. Буровий інструмент

. Підготовчі роботи до буріння

. Глиногосподарство

.1 Функції промивальної рідини

.2 Обладнання для приготування та обробки бурового розчину

.3 Система очистки бурового розчину

6. Режими буріння

6.1 Особливості режиму буріння роторним способом

.2 Особливості режиму буріння турбінним способом

.3 Контрольно-вимірювальні прилади

7. Ускладнення в процесі буріння

7.1 Порушення пристовбурової зони

.2 Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів

.3 ГНВП

.4 Класифікація прихоплювання бурильних труб

8. Кріплення свердловин

8.1 Конструкція свердловини

.2 Типи обсадних труб

.3 Підготовчі роботи до спуску обсадної колони

.4 Способи цементування

.5 Обладнання для цементування

.6 Тампонажні матеріали

9. СПО

. Випробування свердловини на продуктивність

. Техніка безпеки

11.1 Види інструктажів

.2 Джерела небезпеки для персоналу в процесі буріння свердловин

.3 Основні заходи з техніки безпеки, протипожежні заходи

.4 Виробнича санітарія

.5 Охорона довкілля

Використана література

Вступ

Україна - одна з найстаріших нафтогазовидобувних держав світу. Бурхливий розвиток нафтової промисловості розпочався вже на початку другої половини 19 століття, коли потреба суспільства в нафті та продуктах її переробки значно зросла. Це пов’язано з винаходом і виготовленням у Львові в 1853 році гасової лампи та винаходом і застосуванням двигунів внутрішнього згорання. Тому почали копати нафтові шахти глибиною понад 100 метрів, бурити свердловини за допомогою бурових верстатів, які широко застосовувались у соляному промислі. Вагомих успіхів у справі видобування нафти було досягнуто після запровадження у 1884 році так званого канадського способу вершення за допомогою верстатів ударного буріння, що дало змогу споруджувати свердловини глибиною понад 400 метрів і одержати знамениті Бориславські фонтани, слава про які швидко рознеслась по всій Європі та за її межі. У 1907 році запроваджено механізований видобуток нафти, завдяки чому загальний нафтовидобуток у старому Бориславі сягнув понад 10 млн. тонн.

На сьогодні в Україні відомі 273 газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, з яких майже 200 перебувають у стані розробки або дослідно-промислової експлуатації. На території України існує три нафтогазоносних регіони: Карпатський, Дніпровсько-Донецький і Причорноморсько-Кримський.

Національною програмою "Нафта і газ України" передбачено збільшити обсяги буріння на 74%, в т. ч. на газ - у 2, 3 рази, на нафту - у 1,87 рази, розвідувального - у 1,44рази. Це забезпечить домогтися стабілізації об’ємів видобування нафти і газу з подальшим їх нарощуванням.

1. Ознайомлення з районом бурових робіт

Територія Полтавської області складалась під впливом горотворних процесів і вулканізму, трансгресій (наступів) древніх морів і накопичення потужних товщ морських відкладів, регресій (відступів) древніх морів і активізації ерозійних процесів, наступу і танення льодовиків антропогенового періоду.

Територія Полтавщини належить до двох геоструктур них районів: Українського кристалічного щита (УКЩ) і його північно-східних схилів та центральної частини Дніпрово-Донецької западини (ДДЗ). Обидві геотектонічні структури входять до складу Східноєвропейської ( Російської) платформи. Їх геологічна будова різна. УКЩ є однією з найдревніших геоструктур Землі. ДДЗ теж має древній докембрійський фундамент, але в час герценського геотектонічного циклу, в наслідок розширення і опускання земної кори, ділянки її фундаменту по лініях розлому були нерівномірно опущені. Територія ДДЗ протягом 340 млн. років заповнювалася морськими та континентальними відкладами, неодноразово піднімалась і опускалась. Характерною для УКЩ була тенденція підняття, а для ДДЗ - опускання. Походження та історія розвитку цих геотектонічних структур зумовили поширення геологічних відкладів, корисних копалин та характер рельєфу на території області.

Найдавніші геологічні утворення на території області - це гірські породи архейської ери (понад 2600 млн. років тому): амфіболіти, епідіабази, гнейси, мармури, сланці, гранодіорити та інше.

Утворення протерозойської ери (1700-1100 млн. років тому) представлено теж кристалічними породами: гранітами, сланцями, гнейсами, мігматитами, залізистими кварцитами. Вони виходять на денну поверхню в районі м. Кременчука, на півдні Кобеляцького району. В центральній частині області ці породи перекриті товщею осадових порід потужністю - 8-10 км з відкладами девонського, кам’яно-вугільного та пермського періодів на Полтавщині пов’язані родовища нафти і газу (Радченківське, Сагайдацьке, Машівське та інше). Юрський період (195-138 млн. років тому) на території області представлений морськими піщано-глинистими відкладами. В пізньоюрську епоху відбулося об’єднання моря ДДЗ з басейном центральних областей Російської платформи. В кінці юрського періоду відбувається нове підняття морського дна та обміління моря. Серед юрських відкладів на окремих ділянках спостерігаються прошарки оолітових та сидерит - шомозитових руд з вмістом марганцю. З відкладами тріасового та юрського періодів пов’язані окремі родовища газу на території області (Радчинківське та інші).

На Полтавщині розвідано понад 10 видів корисних копалин: нафта, газ, вугілля, торф, залізна руда, будівельні матеріали та інше. Вони добуваються більш як на 250 родовищах. Корисні копалини області зосереджені в двох структурних ярусах: в докембрійському кристалічному фундаменті (залізна руда, кам’яні будматеріали); в товщі осадових порід, що перекриває кристалічний фундамент (нафта, буре вугілля, торф, будматеріали).

Паливні корисні копалини області представлені нафтою, газом, бурим вугіллям, торфом. На території області, переважно у відкладах девонського, кам’яновугільного і пермського періодів палеозойської ери, відкрито понад 50 нафтових, нафто газоконденсатних, газових і газоконденсатних родовищ. Найбільші з нафто газоконденсатних родовищ: Розбищівське (Лохвицький та Гадяцький райони), Опішнянське (Зіньківський район), Яблунівське (Лохвицький район); з газоконденсатних - Абазівське (Полтавський район), Котелевське, Машівське, Розпашнівське (Чутівський район), Тимофіївське (Гадяцький район); з газових - Руденківське (Новосанжарський район).

Полтавщина займає перше місце серед областей України за запасами (біля 500млрд. м) і видобутком природного газу. Найбільше з газових родовищ - Яблунівське. Його запаси біля 100 млрд. м. Останнім часом відкрите Валюхівське родовище газу (300-400 тис. м. газу і 50 м. конденсату за добу). Запаси нафти в області менш значні - близько 20 млн. т. Добування її за останні роки скорочується. Найбільше родовище по запасах і видобутку нафти - Глинсько-Розбишівське. Його запаси складають близько 10 млн. т. Раніше на території Полтавщини було відкрито значну кількість родовищ нафти і газу. Але ці родовища не розроблялись, оскільки паливно - мастильні матеріали надходили з Росії. Зараз є необхідність повернутися до розробки законсервованих родовищ. Серед них є низько дебетні, але вони могли б використовуватись для місцевих потреб.

2. Бурове обладнання

Свердловини бурять в різноманітних геологічних і кліматичних умовах глибиною від декілька сот до декілька тисяч метрів. Тому необхідно мати бурові установки декількох класів, кожен з яких повинен задовольняти вимоги, що ставляться при бурінні у визначених умовах.

Основними параметрами бурових установок є допустиме навантаження на крюк і умовна глибина буріння. Перший параметр характеризує можливість бурової установки сприймати всі види вертикальних навантажень від ваги бурильної, обсадної колон і навантажень, які виникають при ліквідації аварій та ускладнень у свердловині.

Другий параметр умовний, оскільки гранична глибина буріння з допомогою даної установки може збільшуватись або зменшуватись у зв’язку з можливою зміною конструкції свердловини, яка визначає вагу бурильних та обсадних колон.

Виходячи з цього, стандартом передбачено випуск установок одинадцяти класів з умовним діапазоном глибин буріння від 600 до 12500 м і допустимим навантаженням на крюк від 800 до 8000 кН.

Бурова установка складається з:

1.      комплекту спуско-підіймального обладнання (вишка, лебідка, талева система);

2.      обладнання для обертання бурильної колони (ротор, вертлюг);

.        комплекту обладнання і ємностей для промивання свердловин (бурові насоси, блок очистки промивальної рідини, проміжні ємності, приймальні ємності бурових насосів);

.        силового приводу (двигуни внутрішнього згорання, електродвигуни та інше);

.        блоку приготування промивальної рідини;

.        допоміжного обладнання (консольно-поворотний кран, допоміжна лебідка, побутові приміщення, запасні ємності).

Бурове обладнання монтується на металевих основах. Для входу в бурову і для підтягування труб та інструментів передбачені спеціальні містки.

Деякі бурові установки укомплектовані великими блоками (вишковим, лебідковим, силовим,насосним, блоком приготування промивальної рідини та інше), що дозволяє здійснювати монтування великих блоків і демонтування обладнання та швидке перевезення блоків на нову площу транспортними засобами на гусеничному або колісному ходу та гелікоптерами. У болотистих районах і в тайзі використовують бурові установки універсальної монтажоздатності для кущового буріння з так званим ешелонним розміщенням блоків обладнання.

Бурові установки кожного класу залежно від приводу поділяються на дизельні, дизель - гідравлічні, електричні і дизель - електричні.

Бурову установку для буріння конкретної свердловини або групи свердловин вибирають за номінальною вантажопідйомністю і глибиною буріння. Використання установок вищого класу (більшої вантажопідйомності і потужності), ніж це вимагається глибиною та конструкцією свердловини, не раціонально, через те що, не даючи суттєвого підвищення швидкості буріння, це веде до збільшення вартості робіт. При виборі класу бурової установки необхідно враховувати конкретні геологічні, кліматичні, енергетичні, шляхово - транспортні та інші умови буріння. Відповідно до цього вибирають тип приводу (дизельний, електричний і т. д.), а також схему монтування і транспортування бурової установки.

Обладнання для проведення СПО

Процес буріння супроводжується спуском і підйомом бурильної колони у свердловину, а також підтриманням її на вазі.

Вага бурильного інструменту може досягати декількох мН.

Для того, щоб зменшити навантаження на канат, застосовують обладнання для СПО, яке складається з вишки, бурової лебідки і талевої системи.

Талева система, в свою чергу складається з нерухомої частини - кронблока, встановленого на верхній основі вишки на рамі, і рухомої частини - талевого блока, крюка або крюкоблока, талевого каната та штропів.

Спуско-підіймальне обладнання є невід’ємною частиною будь - якої бурової установки не залежно від способу буріння.

Бурова вишка призначена для підйому і спуску бурильної колони та обсадних труб у свердловину, утримання бурильної колони на вазі під час буріння, а також розміщення в ній талевої системи, бурильних труб і частини обладнання, необхідного для здійснення процесу буріння. Вишки являють собою решітчасті конструкції, виконані з профільного заліза або труб.

Бурові вишки розрізняються за конструкцією, висотою та вантажопідіймальністю.

За конструкцією бурові вишки поділяються на два типи:баштові і щоглові.

Баштові вишки - це вишки, у яких навантаження передається на чотири опори. У вишках щоглового типу навантаження передається на одну або дві опори.

Вишки випускаються висотою 33, 41, 42,47, 52, 53, 64, 70, 73 м.

Вишка баштового типу - це чотиригранна зрізана піраміда.

Нижня основа вишки має розмір 8*8 м (для 41-42 м) або 10*10 м (для 53 м), а верхня - 2*2 м. На верхній основі піраміди встановлюють підкронблочні балки, до яких кріпиться крон блок, огороджений перилами. На вишках висотою 41 м. на висоті 22 м монтується чотиристоронній балкон з квадратним прогоном посередині і площадкою, яка виступає всередину вишки для обладнання робочого місця помічника бурильника (верхового). Вишки висотою 53 м обладнані двома балконами для роботи з 25-ти і 36-ти метровими свічками.

Для буріння надглибоких свердловин (до 15000 м) використовуються баштові вишки з вертикальними колонами.

Навколо бурової вишки споруджують маршові сходи з перилами.

Найпоширенішими серед щоглових вишок є вишки А - подібного типу, які мають ряд переваг порівняно з вишками баштового типу: менша металоємність, менша кількість деталей, полегшується монтування і демонтування, покращуються умови роботи по затягуванню труб у бурову і викиданню їх з бурової, а також видимість у буровій.

Баштові вишки монтують з допомогою спеціальних підйомників методом "зверху - вниз". Вишки А - подібного типу монтують у горизонтальному положенні і піднімають у вертикальне з допомогою стріли і бурової лебідки або трактора.

Бурові лебідки

Призначені для спуску і підйому бурильної колони, утримання на вазі бурильної колони під час буріння і при промиванні, подачі бурильної колони у міру заглиблення долота в породу, спуску обсадних колон. Бурові лебідки призначені також для передачі обертання ротору (при відсутності індивідуального приводу до ротора), проведення допоміжних робіт по підтягуванні важких предметів до устя свердловини і від нього, згвинчування та розгвинчування труб (при відсутності ключів з індивідуальним приводом), підйому вишки у вертикальне положення.

Бурова лебідка складається із зварної рами, на якій встановлені на підшипниках кочення підйомний і трансмісійний (один або два) вали, стрічкові та гідравлічні або електричні гальмівні механізми і пульт управління. Крім того, на деяких лебідках монтуються коробки зміни передач, які дозволяють скоротити кількість валів лебідки.              За кількістю валів лебідки діляться на одновальні, двобальні і тривальні. Кінематичний зв'язок між валами лебідок здійснюється з допомогою ланцюгових передач.

Підйомний вал є основним валом бурової лебідки, а в деяких - і єдиним. На підйомному валу, крім зірочок ланцюгової передачі, монтують барабан для намотування талевого канату, стрічкові гальма і муфту, яка з’єднує вал з гідравлічними або електричними гальмами.

Трансмісійний і проміжний (котушковий) вали бурової лебідки здійснюють кінематичний зв’язок між підйомним валом і приводом лебідки. Трансмісійний вал у ряді випадків використовують для передачі обертання ротора і для під’єднання до лебідки автомата подачі долота.

На проміжному валу, крім зірочок ланцюгової передачі, для передачі обертання підйомному валу у ряді випадків монтують спеціальні котушки для проведення робіт по підтягуванню вантажів, по згвинчуванню та розгвинчуванню труб при СПО. Останнім часом для виконання цих робіт застосовують допоміжні лебідки і пневматичні розкріплювачі.

Бурові лебідки обладнуються двома видами гальм: стрічковими та гідравлічними або електричними.

Стрічкові гальма служать для утримання колони труб на вазі, регулювання швидкості спуску і повного гальмування в кінці спуску, а також для подачі долота в процесі буріння, якщо бурять без автомата подачі.

Бурові лебідки обладнуються двострічковими гальмами з ручним та пневматичним управлінням.

Гідравлічні гальма призначені для сповільнення спуску бурильних і обсадних колон. Вони мають ряд вад, головними з яких є різке зниження гальмівного моменту при зниженні швидкості обертання ротора гальм і неможливість регулювання гальмівного моменту. Тому останнім часом почали застосовувати електричні гальма (електродинамічні і електромагнітні порошкові), які забезпечують регулювання швидкості спуску і плавну посадку інструменту на стіл ротора без використання стрічкових гальм.

Для приведення в дію зубчастих коліс застосовують шино пневматичні муфти, які дозволяють здійснювати дистанційне зчеплення з допомогою стиснутого повітря, і кулачкові зчеплювальні муфти, якими управляють вручну. У деяких лебідках застосовують зубчасті, фрикційні та електричні муфти зчеплення.

Талева система призначена для перетворення обертового руху барабана лебідки в поступальне (вертикальне) переміщення крюка і зменшення навантаження на струни каната.

Через канатні шківи крон блока і талевого блока у визначеному порядку пропускається стальний талевий канат, один кінець якого з допомогою спеціального пристрою кріпиться нерухомо до основи вишкового блока, а другий кінець, який називається ходовим, кріпиться на барабані лебідки.

Залежно від умов буріння і класу бурової установки застосовують різне оснащення талевої системи: 4*5, 5*6, 6*7. Перша цифра вказує на кількість працюючих роликів талевого блока, а друга - кронблока.

Кронблок

Являє собою раму, на якій змонтовані осі і опори зі шківами. Конструктивно крон блоки бурових установок відрізняються один від одного головним чином кількістю канатних роликів, кількістю і розміщенням осей, на яких вони встановлені.

Талевий блок являє собою зварний корпус, в якому розміщені шківи і підшипникові вузли, як і в крон блоках.

У талевих системах застосовуються стальні круглі шестирядні канати тросової конструкції, які одержують в результаті подвійного звивання дротів у прядки, а їх - в канати. Прядки сплітаються навколо осердя з органічного матеріалу (рослинні або мінеральні волокна) або стального каната.

Оскільки талеві канати зі стальним осердям є міцнішими на розрив, і жорсткішими, то їх доцільно застосовувати при бурінні глибоких свердловин. Бурові установки в цьому випадку мають канатні ролики збільшених діаметрів, що дещо полегшує умови роботи канату на згин.

При сплетенні в прядки дроти розміщують без перехрещування (пряме або односторонне сплетення) або з перехрещуванням ( хрестове сплетення). Сплетення прядок навколо осердя також може бути прямим (одностороннім), коли напрямок прядок в канаті і дротів в прядці співпадають, і хрестовим - при їх перехрещуванні. Дроти в прядки і прядки навколо осердя сплітають з правим і лівим напрямком.

При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують талеві канати правого хрестового сплетення, які виключають закручування талевої системи і задовольняють прийняті умови кріплення ходової вітки каната і намотування його на барабан лебідки.

Бурові крюки

Виготовляються у вигляді окремих крюків або крюків, з’єднаних з талевим блоком - крюкоблоків. У сучасних бурових установках застосовуються крюкоблоки. Крюк призначений для підвішення з допомогою штропів з елеватором бурильної і обсадної колони в процесі СПО, для підвішення вертлюга з бурильною колоною в процесі буріння, а також для спуску, підйому і підтягування вантажів.

При бурінні застосовуються трирогі крюки. Основний ріг призначений для під вішення вертлюга, а два бокових - для під вішення з допомогою штропів елеваторів.

Крюкоблок являє собою суміщення конструкції талевого блока і крюка. Крюкоблоки мають меншу загальну висоту, ніж у талевого блока і крюка разом взятих, компактнішу конструкцію.

Обладнання для обертання бурильної колони

Ротор

Призначений для передачі обертового руху бурильній колоні і долоту, для повного або часткового підтримання на вазі бурильної колони з допомогою елеватора або клинів при СПО і допоміжних роботах і обсадної колони при її спуску в свердловину. Тому ротор повинен забезпечувати необхідну частоту обертання бурильної колони і легко змінювати напрям обертання, а вантажопідйомність його повинна перевищувати вагу найважчої ( бурильної чи обсадної) колони.

Ротор складається з литого стального корпуса, у внутрішній порожнині якого встановлений на упорному кульовому підшипнику стіл з закріпленим з допомогою гарячої посадки зубчатим конічним вінцем. Конічний вінець входить у зачеплення з конічною шестернею, яка посаджена на валу, що обертається, на двох підшипниках. У нижній частині встановлюється допоміжна опора. Верхня частина стола ротора закрита кільцевим кожухом, який огороджує периферійну частину стола, що обертається. На консольній частині роторного вала змонтована зірочка, через яку до ротора з допомогою ланцюгової передачі передається потужність від приводу. У деяких бурових установках привід ротора від двигунів лебідки здійснюється з допомогою карданної передачі.

Діаметр отвору у столі ротора визначає максимальний розмір долота, яке може бути пропущене через нього. У центральний отвір вмонтовані вкладки, в які встановлюють клини для ведучої труби.

Для змащування деталей, що труться, і відводу тепла, що утворюється під час роботи зубчатих передач і підшипників, у станину ротора заливають масло.

Обладнання для промивання свердловини

Вертлюг

Є проміжною ланкою між крюкоблоком і буровим шлангом, що переміщуються вертикально, з однієї сторони і бурильною колоною, що обертається навколо власної осі, з іншої. Він служить своєрідною п’ятою, яка сприймає осьові навантаження від ваги колони та інші, а також пристроєм для подачі промивальної рідини з нагнітальної лінії бурових насосів у бурильну колону.

Вертлюг складається з 2 вузлів - системи деталей, що обертаються, і нерухомих деталей. Нерухому частину вертлюга підвішують до підйомного крюка, а до частини вертлюга, що обертається, підвішують бурильну колону. Крім основного опорного підшипника, є упорний кульовий підшипник, який сприймає навантаження від ваги нерухомих деталей вертлюга, а також динамічні навантаження та удари, які виникають при бурінні і направлені вверх. Для центрування ствола вертлюга в корпусі є 2 радіальних підшипники. Для ущільнення зазорів між нерухомими і рухомими деталями вертлюг має три сальникові ущільнення: сальник напірний, що встановлюється між нерухомою напірною трубою і столом вертлюга, що обертається, для ущільнення потоку промивальної рідини, яка рухається під високим тиском, і два сальники, які ущільнюють масляну ванну внутрішньої порожнини корпуса вертлюга. В наслідок важких умов роботи основний підшипник працює в масляній ванні. Для з’єднання з бурильною колоною на нижній кінець ствола нагвинчується перевідник з лівою різьбою.

Буровий шланг

Призначений для підводу промивальної рідини від стояка, встановленого біля ноги вишки, до вертлюга. Шланг являє собою пустотілий циліндр і складається з внутрішнього гумового шару, декількох шарів прогумованої тканини з закладеними в них шарами стрічки, сплетеної із стального дроту, і зовнішньої гумовотканинної або гумової оболонки. На кінцях шланга закріплені 2 стальних штуцера з фланцями для з’єднання з вертлюгом і стояком. Такі бурові шланги розраховані на роботу при внутрішньому тиску 20-25 МПа.

Крім гнучких випускають металеві багато ланцюгові шланги, які складаються з декількох патрубків довжиною 2-2,5 м. кожний і зв’язані між собою спеціальними вертлюжними з’єднаннями з кульовими підшипниками. При звичайних температурах деякі стальні шланги можуть витримувати робочий тиск до 100 МПа.

Бурові насоси

Призначені для подачі під тиском промивальної рідини в свердловину. Для буріння використовують горизонтальні поршневі дво або трициліндрові насоси подвійної дії. Такі насоси можуть при достатньо великій продуктивності створювати високий тиск.

Принцип роботи: при обертанні вала з кривошипом, шатун, здійснюючи коливальний рух, приводить в дію крейцкопф, який рухається зворотно - поступально в прямолінійному напрямку і рухає зв’язаний з ним з допомогою штоку поршень. Поршень здійснює рух в середині циліндра, у верхній частині якого встановлені нагнітальні клапани. Всмоктуючі клапани з’єднані з допомогою всмоктувального трубопровода з фільтром з приймальною ємністю. Нагнітальні клапани з’єднані з нагнітальним компенсатором і напірною лінією. При русі поршня вправо в лівій частині циліндра створюється розрідження, і під атмосферним тиском рідина з приймальної ємності піднімається по всмоктуючій лінії, відкриває всмоктувальний клапан і надходить у циліндр. У той же час в правій частині циліндра рідина нагнітається в напірну лінію через нагнітальний клапан. При цьому в лівій частині нагнітальний клапан, а в правій всмоктувальний - закриті. При зворотному русі поршня всмоктування відбувається у правій частині, а нагнітання - в лівій. Таким чином, при переміщенні поршня в будь - який бік в одній половині відбувається всмоктування, а в іншій - нагнітання, тобто спостерігається подвійна дія насоса.

3. Буровий інструмент

Для проведення СПО Бурова бригада повинна бути обладнана, по - перше, інструментами для захоплення і під вішення колони труб (елеваторами, клинами і. т. д.) і, по - друге, інструментом для згвинчування і розвинчування бурильних та обсадних труб (механічні ключі).

Для захоплення і під вішення колони труб використовують елеватори, клини і спайдери.

Елеватор

Застосовують для захвату і утримання на вазі колони бурильних (обсадних) труб при СПО та інших роботах на буровій. Застосовують елеватори різних типів, які відрізняються розмірами в залежності від діаметра бурильних і обсадних труб, вантажопідйомністю, конструктивним виконанням і матеріалом для їх виготовлення.

Широко розповсюджені корпусні елеватори типу КМ. Вони призначені для захвату і утримання на вазі колони бурильних або обсадних труб діаметрами від 60 до 377 мм.

Основними деталями елеватора є: корпус і стулка виготовлені із сталевих поковок. В першій частині корпусу знаходиться защолка, яка утримує стулку в закритому положенні. На стулці шарнірно закріплена ручка , при опусканні і повороті якої "на себе" відкривається защолка і стулка елеватора. У верхній частині корпуса елеватора є розточування під муфту труби. Запобіжники штропів які встановленні в проушенах елеватора забезпечують вільний ввід штропів в проушини і запобігають випаданню їх в процесі роботи.

Елеватор при допомозі штропів підвішується до підйомного крюка.

Клини

Для бурильних труб використовують для підвішення бурильного інструменту на столі ротора. Вони вкладаються в конусний отвір між трубою і всавками ротора. Застосування клинів прискорює роботу по СПО. В наш час широко використовуються автоматичні клини з пневматичним приводом (клини в ротор вставляються не в ручну, а за допомогою спеціального приводу, яким управляє бурильник). Клини для обсадних труб (елеватори з плашковими захватами). Для спуску важких обсадних колон застосовують клини з нероз’ємним корпусом. Клини встановлюються на спеціальних підкладках над устям свердловини. Клин складається із масивного корпуса, сприймаючого вагу обсадних труб. В середині корпусу знаходяться плашки призначені для захвату обсадних труб і утримання їх в підвішеному вигляді. Підйом і спуск плашок виконується поворотом ручки в одну чи іншу сторону навколо клина, що досягається наявністю нахилених направлених вирізів в корпусі, по яких за допомогою важеля перекочуються ролики плашок.

Бурові труби та з’єднуючі муфти

Відповідно до стандарту виготовляють такі типи стальних бурильних труб:

·        З висадженими в середину кінцями і з’єднуючими муфтами до них (Тбв).

·        З висадженими назовні кінцями і з’єднуючими муфтами до них (Тбн)

·        З висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясками (ТБВК).

·        З висадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючими поясками (ТБПВ).

·        З привареними з’єднувальними кінцями (ТБПВ).

·        Труби для буріння з електробуром (ТБПВЕ).

Крім стальних, виготовляються також бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ).

Стандартом передбачено випуску труб довжиною 6,8 і 11,5 м, зовнішнього діаметра від 60 до 168 мм. На кінцях труби нарізається конічна різьба трикутного (на довжині 25,4 мм - 8 витків) або трапецієвидного (на довжині 25,4 мм - 5 витків) профілю. Труби першого і другого типів виготовляються з правою і лівою різьбою, а третього і четвертого типів - із правою, а за згодою виготовлювача із замовником - і з лівою.

Бурильні труби і з'єднувальні муфти виготовляються із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Труби і муфти повинні бути термічно оброблені, а зовнішні поверхні - пофарбовані.

Труби типу ТБПВ застосовують при турбінному і роторному способах буріння. Для комплектування бурильних колон, призначених для буріння свердловин з електробуром, випускаються труби типу ТБПВЕ діаметром 127 і 140 мм, які відрізняються від труб ТБПВ конструкцією з’єднувальних кінців.

Застосування труб з привареними з’єднувальними кінцями типу ТБПВ дає також добрі результати при бурінні похило - направлених свердловин, оскільки складені з них бурильні колони мають рівно прохідний отвір, що полегшує умови спуску і підйому приладів, які використовуються для контролю за положенням відхилювача в свердловині.

Вадою бурильних труб типу ТБПВ є можливе паралельне зміщення і перекос осей з’єднувальних кінців і труби, що ведуть до одностороннього зносу кінців, додаткових згинаючих навантажень і передчасного виходу з ладу бурильної колони. Ця вада може бути однією з причин, яка сприяє викривленню свердловини.

Бурильні труби з алюмінієвих сплавів (легко сплавні) (ЛБТ) застосовуються таких типів: з внутрішніми кінцевими потовщеннями і стальними бурильними замками; з потовщеною стінкою по всій довжині.

ЛБТ з внутрішніми кінцевими потовщеннями випускають з конічною трубною трикутною різьбою і конічною трубною трапецієвидною різьбою, з конічним стабілізуючим пояском. ЛБТ виготовляють довжиною 9 і 12 м діаметром 114, 129 і 147 мм.

ЛБТ з потовщеною стінкою по всій довжині мають на кінцях замкову різьбу, виконану на ніпелі і в муфті. З’єднуються ці труби одна з одною безпосередньо, і тому одержали назву ЛБТ без замкової конструкції. Ці труби випускають довжиною 6 м і діаметром 146, 159 і 180 мм. Рекомендують застосовувати ЛБТ потовщеної конструкції при бурінні похилих свердловин в інтервалах набору кривизни, а також в якості вибійних амортизаторів.

Важливою перевагою ЛБТ є їх діамагнітність, що дозволяє заміряти зенітний кут та азимут свердловини інклінометрами, які спускають у бурильну колону. До переваг ЛБТ треба зачислити і наявність у них гладкої внутрішньої поверхні, що знижує гідравлічні опори приблизно на 20% порівняно зі стальними бурильними трубами аналогічного перерізу.

Однак ЛБТ має ряд вад: їх не можна експлуатувати при температурах вищих 150 градусах С, так як при вищих температурах міцнісна характеристика сплав Д16Т різко знижується; неможливість їх експлуатації при наявності в свердловині промивальної рідини з концентрацієу водневих іонів рН > 10.

Бурильні замки

У процесі спуску і підйому бурильної колони недоцільно згвинчувати усі труби, з яких зібрана колона. Набагато швидше здійснювати СПО при згвинчуванні - розгвинчуванні декількох труб у зборі. Комплект таких труб прийнято називати свічкою. Свічка може бути зібрана довжиною біля 25 м із двох труб при висоті вишки 41-45 м і довжиною біля 37 м з трьох труб при висоті вишки 53-58 м. З’єднання труб у свічки і свічок одна з одною здійснюється з допомогою бурильних замків.

У бурильній колоні основними з’єднуючими елементами є бурильні замки, які випускають декількох типів:

1.      ЗН - з діаметром прохідного отвору значно меншим, ніж діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину кінцями.

2.      ЗШ - з діаметром прохідного отвору приблизно таким, як і діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину кінцями.

.        ЗУ - із збільшеним, порівняно із замками ЗШ, діаметром прохідного отвору для труб з висадженими назовні кінцями.

Замки ЗН і ЗШ використовують для з’єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями. Значне звуження прохідного отвору в бурильних замках типу ЗН значно збільшує втрати тиску при циркуляції промивальної рідини. Тому такі бурильні замки використовують тільки при роторному способі буріння. Замки типу ЗУ застосовують як при роторному, так і при бурінні з вибійними двигунами.

Для з’єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями і стабілізуючими поясками розроблені бурильні замки ЗШК, з висадженими назовні кінцями - бурильні замки ЗУК.

Кожний із типів бурильних замків складається із ніпеля і муфти і має свої розміри.

Ніпель і муфта бурильного замка з’єднуються між собою з допомогою конічної великої різьби трикутного профілю, яка дістала назву замкової, а приєднання цих деталей до бурильних труб здійснюється за допомогою конічної дрібної трубної різьби трикутного або трапецієвидного профілю.

Замкова різьба має всі витки однакового профілю, тому при згвинчуванні ніпеля з муфтою вони знаходяться в повному зачепленні по всій довжині різьби, а упорний торець муфти контактує з упорним торцем ніпеля, що створює умови для забезпечення герметичності з’єднання.     

Обважнені бурильні труби

Обважнені бурильні труби (ОБТ) призначені для створення осьового навантаження на долото і збільшення жорсткості і стійкості нижньої частини бурильної колони.

ОБТ бувають таких типів:

·        з гладкою поверхнею на всій довжині;

·        з конусним проточуванням у верхній частині;

·        збалансовані;

·        квадратного перерізу по периметру;

·        зі спіральними канавками.

ОБТ перших двох типів мають на кінцях замкову різьбу. При наявності на трубі з одного кінця зовнішньої, а з іншого - внутрішньої різьби ОБТ називають проміжною, а при наявності на обидвох кінцях внутрішньої різьби - наддолотною. Комплект ОБТ має одну наддолотну трубу і необхідну кількість проміжних труб. ОБТ цих типів випускають таких діаметрів та довжин:

Діаметр, мм 146 178 203 219 245

Довжина, м 8 12 12 8 7

Виготовляють ОБТ перших двох типів із сталей групи міцності Д і К методом прокатування без подальшої термічної обробки, що обумовлює їх недостатню міцність і невисоку зносостійкість, особливо в різьбових з’єднаннях. Крім того, вони мають значні допуски на кривизну, різностінність та овальність. Внаслідок цього, під час роботи долота на вибої відбувається биття бурової колони і, як наслідок, виникнення динамічних навантажень, що негативно впливає на умови роботи бурильної колони і долота.

Ведучі бурильні труби

Призначені для передачі обертання бурильної колони від ротора і реактивного моменту від вибійного двигуна до ротора при одночасній подачі бурильної колони та циркуляції промивальної рідини. При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують ведучі бурильні труби збірної конструкції, яка складаються з квадратної товстостінної штанги, верхнього штангового перевідника і нижнього штангового перевідника. На верхньому кінці штанги нарізана зовнішня трубна різьба лівого напрямку, а на нижньому - зовнішня трубна різьба з правим напрямком. Верхній штанговий перевідник має для приєднання до штанги ліву трубну різьбу, а на іншому кінці - внутрішню замкову ліву різьбу.

Нижній штанговий перевідник має для приєднання до штанги внутрішню трубну праву різьбу, а на іншому кінці - зовнішню замкову праву різьбу.

Ведучу трубу в зборі рекомендується приєднувати до ствола вертлюга з допомогою перевідника, який запобігає зношуванню різьби на ПШВ і стволі вертлюга.

Перевідники

Перевідники призначені для з’єднання елементів бурильної колони з різьбами різних типів і розмірів, а також для приєднання до бурильної колони інструментів.

Всі перевідники (крім штангових) поділяються на три типи:

1.      Перевідники перехідні або запобіжні (ПП);

2.      Перевідники муфтові (ПМ);

.        Перевідники ніпельні (ПН).

Перевідники перехідні призначені для переходу від різьби одного типу до різьби іншого типу, для з’єднання елементів бурильної колони різних діаметрів, для приєднання до бурильної колони різних інструментів.

Перевідники муфтові і ніпельні призначені для з’єднання елементів бурильної колони, розміщених один від одного ніпелями або муфтами.

Стандартом передбачено виготовлення перевідників і бурильних замків із одного и того ж матеріалу і з однаковим зовнішнім діаметром. Діаметр прохідного отвору перевідника повинен бути не меншим мінімального внутрішнього діаметра бурильного замка.

З метою покращення умов експлуатації бурильної колони, в ній встановлюють фільтр, зворотний клапан, а на ній - запобіжні кільця, калібратори, центратори, стабілізатори.

Фільтр призначений для очищення промивальної рідини від значних домішок, які потрапили в циркуляційну систему. Він встановлюється всередині бурильної колони між ведучою та бурильними трубами.

Зворотний клапан встановлюється у верхній частині бурильної колони для запобігання викиду промивальної рідини через бурильну колону.

Запобіжні кільця монтують на бурильній колоні для захисту від зносу кондуктора, проміжної обсадної колони, бурильних труб та їх з’єднувальних елементів у процесі буріння і СПО.

Калібратори, цнтратори, стабілізатори в різному співвідношенні їх кількості і типів встановлюють у нижній частині бурильної колони для зменшення імовірності довільного викривлення вертикальних свердловин, а також для управління траєкторією осі похило - направлених свердловин.

Калібратори

Призначені для вирівнювання стінки свердловини і встановлюється безпосередньо над долотом.

Застосовують шарошкові калібратори з фрезерованими зубцями або твердосплавними вставками, а також і лопатеві калібратори з різною кількістю тупих лопатей, розміщених вздовж твірної корпуса калібратора або зі спіральним їх розміщенням щодо осі корпуса калібратора.

Діаметри калібратора і долота повинні бути однаковими.

Центратори

Призначені для забезпечення суміщення осі бурильної колони з віссю свердловини в місцях їх встановлення.

Стабілізатори

Довжина яких в декілька разів більша довжини центраторів, призначені для стабілізації зенітного кута свердловини. Встановлюють стабілізатори безпосередньо над калібратором або поблизу нього, але так, щоб ОБТ, розміжене між калібратором і стабілізатором, при створенні навантаження на долото не згиналась.

Породоруйнуючі інструменти

Призначені для концентрованої передачі енергії гірській породі з метою її руйнування і створення свердловини циліндричної форми.

Руйнування будь - якої гірської породи при обертальному бурінні відбувається в результаті дії двох сил: вертикального (осьового) навантаження на долото, створю чого частиною ваги колони бурильних труб, і горизонтальної сили, яка створюється обертанням колони бурильних труб або валом вибійного двигуна.

Характер руйнування гірських порід залежить від їх твердоті та пластичності. М’які пластичні породи ( глини) ефективно руйнуються різанням. Причому ефективність руйнування таких порід збільшується із збільшенням гострості робочих (ріжучих) елементів долота. У міру підвищення твердості і зниження пластичності руйнування гірських порід різанням стає все менш ефективним. У зв’язку з цим, для порід середньої твердості (глинисті сланці, аргиліти та ін.) застосовують долота, які забезпечують поєднання дроблення породи із зколюванням.

Долота дробляче-сколюючої дії повинні мати достатню довжину та загострення робочих елементів, що забезпечує їх проникнення в розбурювань гірську породу на велику глибину.

Тверді та абразивні породи наефективніше руйнуються дробленням в результаті ударів робочих елементів об породу. В цьому випадку робочі елементи долота повинні бути достатньо міцними.

Малоабразивні тверді і міцні породи добре руйнуються мікрорізанням. Робочі елементи доліт, які забезпечують руйнування порід мікрорізанням, повинні мати дуже високу твердість, а їх кількість повинна бути такою, щоб забезпечити руйнування породи на всій поверхні вибою.

За характером руйнування породи бурові долота класифікуються таким чином:

1.      Долота ріжуче-сколюючої дії, які призначені для розбурювання в’язких і пластичних порід невеликої твердості та малої абразивності;

2.      Долота дроблячи-сколючої дії, які призначені для розбурювання неабразивних і абразивних порід середньої твердості;

.        Долота дроблячої дії, які призначені для розбурювання неабразивних і абразивних твердих, міцних та дуже міцних порід;

.        Долота ріжуче-стираючої дії, які призначені для буріння в неабразивних породах середньої твердості і твердих, а також для розбурювання порід, що чергуються за твердістю, абразивних і неабразивних порід.

За призначенням бурові долота можуть бути об’єднані в 3 групи:

· Для руйнування породи з утворенням суцільного вибою свердловини (буріння для відбору керна);

·        Для руйнування проди з утворенням кільцевого вибою свердловини (буріння з відбором керна);

·        Для виконання спеціальних робіт.

За конструктивним виконанням бурові долота поділяються на: лопатеві, шарошкові, алмазні і твердосплавні.

Лопатеві долота

Застосовуються при бурінні нафтових і газових свердловин ріжуче - сколюючого і ріжуче - стираючого типів. До першої різновидності належать дво - (2 л) і 3 лопатеві (3 л) долота, а до другої - 3 лопатеві(3ИР) і 6 лопатеві (6ИР), і 6 лопатеві долота (ИСМ). Долота 2Л і 3Л використовують для буріння в неабразивних м’яких пластичних породах і для буріння в неабразивних м’яких породах з пропластками неабразивних порід середньої твердості. Долота 2Л виготовляються суцільно кованими, а долота 3Л - зварними.

Дволопатеве долото 2Л

Складається із корпуса та 2 лопатей, відштампованих як єдине ціле. Досить широко застосовуються лопатеві долота великих розмірів типу РХ (Риб’ячий хвіст), які являють собою плоску, в нижній частині розрублену лопатку, дві половини якої зігнуті в протилежні сторони, а краї обидвох половин загострені у вигляді леза. Для пропуску рідини долото РХ має промивальний отвір. Долота 2Л згідно зі стандартом випускають діаметром від 76,0 до 165,1 мм із звичайною системою промивання.

Трилопатеві долота 3Л

Мають ширше застосування, ніж дволопатеві. Долото 3Л складається із корпуса, верхня частина якого має ніпель із замковою різьбою для приєднання до бурильної колони, і трьох приварених до корпуса долота лопатей, які розміщені стосовно одна до одної під кутом 120 градусів. Промивальні отвори розміщені між лопатями.

Лопаті виконані загостреними і дещо нахиленими до осі долота в напрямку його обертання. Для збільшення зносостійкості доліт їх лопаті укріплюють (армують) твердими сплавами. Долота 3Л згідно зі стандартоми випускаються діаметром від 120,6 до 469,9 мм як із звичайним , так із гідромоніторним промиванням.

Суттєвою вадою доліт 2Л і 3Л є інтенсивне зношування їх лопатей у зв’язку з безперервним контактом ріжучих та калібруючи ствол свердловини країв лопатей долота з вибоєм та стінкою свердловини.

Долота 3ИР відрізняються від доліт 3Л тим, що лопатки дещо притуплені, а не загострені і приварені до корпуса так, що вони сходяться на осі, а не нахилені до неї. Краї лопатей додатково укріплені твердосплавними штирями (вставками). Долота 3ИР випускають діаметром від 190,5 до 269,9 мм.

Долота 6ИР мають три основні лопаті, які служать для руйнування породи вибою і три додаткові укорочені лопаті, які калібрують стінки свердловини. Основні лопаті притуплені і сходяться на осі долота. Дотаткові лопаті також притуплені і розміщені між основними лопатями. Ці долота призначені для буріння в породах середньої твердості. Виготовляють їх без насадок і з насадками діаметром від 139,7 до 269,9 мм.

Долота ИСМ за конструкцією відрізняється від 6ИР формою робочої поверхні основних трьох лопатей і розміщенням трьох додаткових укорочених лопатей. Основні лопаті сходяться на осі долота, а додаткові розміщені асиметрично стосовно основних. Промивальні отвари просвердлені у корпусі долота. Випускають долота діаметром від 91,4 до 391,3 мм без насадок або з насадками.

Шарошкові долота

В Україні і за кордоном основний об’єм буріння Н/Г свердловин виконується шарошковими долотами. Шарошкові долота мають такі переваги порівняно з лопатевими:

1.      площа контакту шарошкових доліт з вибоєм набагато менша, але довжина їх робочих елементів більша, що значно підвищує ефективність руйнування гірських порід;

2.      шарошкові долота перекочуються по вибою на відміну від лез лопатевого долота, ковзаючи по ньому, в наслідок чого інтенсивність зносу зубців шарошок значно менша від інтенсивності зносу лопатевих доліт;

.        в наслідок перекочування шарошок по вибою крутний момент, необхідний для обертання долота, порівняно невеликий, а тому зводиться до мінімуму небезпека заклинювання доліт.

До вад шарошкових доліт слід віднести низький ресурс служби опор долота і низьку стійкість зубців шарошки.

У практиці буріння нафтових і газових свердловин використовують одно -, дво -, три - , чотири - і шести шарошкові долота. Найбільше розповсюдження одержали три шарошкові долота.

Тришарошкові долота

Сучасні конструкції три шарошкових долот виготовляють зварюванням між собою трьох кованих секцій ( лап). На цапфах долота на підшипниках обертаються шарошки. Шарошки мають породоруйнуючі елементи, конструкція яких визначається механічними та абразивними властивостями порід. Для пропуску промивальної рідини долото має промивальні отвори. Приєднання долота до бурильної колони здійснюється з допомогою подовженої замкової різьби.

Форми шарошок та їх розміщення

Найбільше розповсюдження одержали тришарошкові долота з одно - і двоконусними шарошками, а у доліт великого діаметру - і з три конусними шарошками. При обертанні долота за годинниковою стрілкою шарошки, які перекочуються по вибою проти годинникової стрілки, здійснюють складний обертовий рух. В результаті цього породоруйнуючі елементи шарошок наносять удари по породі, дроблячи і сколюючи її.

За характером взаємного розміщення вінців на шарошках три шарошкові долота поділяють на долота з не самоочисними і з самоочисними шарошками. Перші оснащені одно конусними шарошками без зміщення, а другі- одно конусними або багато конусними шарошками без зміщення осей або з позитивним зміщенням осей на величину "е".

Опори шарошок

При роботі долота на вибої опори повинні забезпечувати вільне обертання шарошок навколо їх цапф, передачу навантаження на вибій від бурильної колони через цапфи і тіла кочення або поверхні тертя породоруйнуючим елементам, що знаходяться у контакті з породою.

Найбільше розповсюдження отримали такі типи опор: В - всі підшипники кочення;

Н - один підшипник ковзання, а решта - кочення;

А - 2 і більше підшипники ковзання, а решта - кочення.

Промивальні отвори

За розміщенням і конструкцією каналів шарошкові долота поділяються на:

1.      з центральним промиванням - Ц;

2.      з боковим гідромоніторним промиванням - Г;

.        з центральним продуванням - П;

.        з боковим продуванням - ПГ.

Двошарошкові долота

складаються з двох зварених між собою кованих секцій, на цапфах яких на підшипниках кочення розміщені шарошки з ви фрезерованими клиновидними зубцями або твердосплавними штирями із сферичною і клиновидною робочою поверхнею.

Одношарошкове долото

Використовують для буріння роторним способом в тріщинуватих, мало абразивних породах середньої твердості, залягаючих а великих глибинах. Долото складається з однієї кованої секції, на цапфі якої на підшипниках розміщена шарошка і запресованими в неї твердосплавними зубцями з півсферичною або клиноподібною робочою поверхнею.

Шарошка має форму кулі, зрізаної біля основи цапфи, і змонтована так, щоб її центр лежав на осі обертання долота.

Тому при обертанні шарошки породоруйнуючі елементи не відриваються від вибою, що обумовлює її ріжуче - сколюючу дію на породу.

Алмазні долота

Призначені для руйнування різанням і стиранням неабразивних порід середньої твердості і твердих. Алмазне долото складається із стального корпуса із з’єдувальною різьбою і фасонної алмазонесучої головки (матриці).

Алмазні долота виготовляють 2 модифікацій:

·        одношарові з розміщенням відносно великих алмазів в поверхневому шарі, що поділяються на: радіальні, спіральні, ступеневі.

·        Імпрегновані, матриця яких виготовлена із ретельно змішаного порошкоподібного твердосплавного матеріалу з подрібненими природними або синтетичними алмазами.

Діаметр алмазних доліт на 2 - 3 мм менший відповідних діаметрів шарошкових доліт.

Долота для відбору керна

Всі бурові долота для буріння з відбором керна (снаряди) складаються з таких елементів:

1.      бурильної головки;

2.      зовнішньго корпуса;

.        внутрішньої колонкової труби (керноприймача);

.        кернотримача (керновідривача.

Бурильна головка, руйнуючи породу по периферії вибою, залишає в центрі свердловини стовпчик породи (керн). Корпус керноприймального пристрою служить для з’єднання бурильної головки з бурильною колоною, розміщення керноприймача та захисту керна від механічних пошкоджень, а також для пропуску промивальної рідини між ним і керноприймачем.

Керноприймач призначений для прийому керна, зберігання його під час буріння та при підйомі на денну поверхню. Для виконання цих функцій у нижній частині керноприймача встановлюють керновідривачі і кернотримачі, а вверху - клапан, який пропускає через себе витискувану промивальну рідину при заповнені керноприймача керном. За принципом підйому керна колонкові снаряди поділяють на снаряди з незломним (постійним) та зйомник керноприймачем.

Бурильні головки за конструкцією поділяють на лопатеві, шарошкові, алмазні й твердосплавні.

Твердосплавні долота (ИСМ)

Поряд з алмазними широко застосовуються твердосплавні долота, контактні сектори яких укріплені твердими сплавами. При бурінні з вибійними двигунами в неабразивних породах середньої твердості добрі результати дають долота, армовані твердим сплавом і зубцями, виготовленими з твердого сплаву " Славутич".

Долота ИСМ руйнують породу аналогічно алмазним долотам, тобто за принципом різання і стирання.

Долото складається із стального корпуса, на торцьовій профільній поверхні якого, виконаній у вигляді радіально розміщених секторів, і калібруючій стінку свердловини поверхні є зубці - вставки з твердого сплаву "Славутич". Твердий сплав "Славутич" виготовляється методами порошкової металургії на основі природних або синтетичних алмазних кристалів і кабіду вольфраму. Виліт твердосплавних зубців над контактною поверхнею складає 3-5 мм, а на поверхні, що калібрує стінки свердловини, зубці втоплені.

З’єднують долото з бурильною колоною або валом вибійного двигуна з допомогою замкової різьби.

Промивальна рідина із насадок надходить у промивні канали між секторами, захоплює частинки вибуреної породи, виносить їх в затрубний простір і далі на денну поверхню.

буровий полтавська свердловина турбінний

4. Підготовчі роботи до буріння

Комплекс робіт, починаючи з підготовки майданчика під бурову і закінчуючи демонтажем бурового устаткування, перевезенням його на нову точку і рекультивацією земельних угідь, наз циклом будівництва свердловини. Усі види робіт, які входять у цикл будівництва свердловини, поділяють на:

·        підготовчі роботи до монтажу бурового обладнання (планування майданчика під бурову, проведення під'їзних доріг, прокладення водопроводу, підвід електроліній, телефонного зв’язку);

·        монтаж бурового обладнання (встановлення фундаментів і блоків обладнання на них, обв’язка обладнання, захист вишки та обладнання, встановлення ємностей і побутових приміщень);

·        підготовчі роботи до буріння свердловини (встановлення направлення, оснащення талевої системи, буріння під шурф і встановлення в ньому труби, монтаж і випробування пристосувань малої механізації, що прискорюють і полегшують процес виконання робіт, приєднання бурового шланга до вертлюга і стояка, підвішування машинних ключів, перевірка приладів, центрування вишки, перевірка горизонтальності ротора);

·        буріння свердловини, кріплення її стінок обсадними колонами і розмежування пластів;

·        вторинне розкриття продуктивного пласта (при перекритому колоною пласті), випробування, освоєння і здача свердловини в експлуатацію;

·        демонтаж бурового обладнання;

·        перевезення обладнання на нову точку.

Усі види робіт на етапах 1, 2, 3, 6 і 7 виконуються вишко монтажниками, на етапі 4 - буровими бригадами, а на етапі 5- бригадами для дослідження та освоєння свердловини.

5. Глиногосподарство

.1 Функції промивальної рідини

При бурінні свердловин у складних гірничо-геологічних умовах промивальні рідини повинні виконувати такі основні функції:

1.      повністю і ефективно очищати вибій від частинок розбурюваних порід і видаляти їх на денну поверхню;

2.      створювати гідростатичний тиск, достатній для попередження флюїдопроявлень як в процесі буріння, та і при тривалому припиненні промивання;

.        утримувати частинки розбурюваної породи та інші частинки твердої фази в змуленому стані при припиненні циркуляції і попереджувати їх осідання на вибій;

.        забезпечувати охолодження і змащування деталей доліт, вибійних двигунів, бурильної колони та інших вузлів;

.        попереджувати прояви нестійкості порід що формують стінки свердловини;

.        передавати потужність від джерела на денній поверхні до вибою при бурінні з гідравлічними вибійними двигунами;

.        сприяти збереженню природних колекторських властивостей продуктивних пластів у приствольній зоні свердловини.

Виконувати ці функції може лише багатокомпонентна за складом рідина. Вона повинна:

·         володіти тиксотропними властивостями: бути легко прокачуванню під час промивання свердловини, але швидко переходити в желеподібний стан, як тільки припиниться її прокачування;

·        бути достатньо інертною щодо гірських порід: не розчиняти їх, не сприяти пептизації вибурених частинок, не знижувати міцність стінок свердловини;

·        допускати регулювання густини в достатньо широкому діапазоні;

·        кольматувати пори і тріщини в стінках свердловини і створувати в них тонку, практично непроникну кірку, яка б запобігала проникненню як самої рідини, так її дисперсійного середовища в продуктивні пласти;

·        зберігати стабільність властивостей у широкому діапазоні зміни температур;

·        володіти доброю мастильною здатністю і теплофізичними властивостями, достатніми для відведення тепла від деталей, що труться;

·        нейтралізувати ті компоненти розбурюваних порід і пластових рідин, які можуть викликати корозію труб і обладнання або бути дуже токсичними;

·        допускати проведення геофізичних досліджень у свердловині;

·        складатися в основному з недефіцитних і дешевих матеріалів.

.2 Обладнання для приготування та обробки бурового розчину

Промивальні рідини можна готувати безпосередньо на бурові або централізовано на глино заводі. Рідину, що приготовлена на заводі, транспортують або спеціально прокладеними до бурових трубопроводами, або в автоцистернах.

Для приготування промивальної рідини із порошкоподібних матеріалів використовують спеціальний блок обладнання. Такий блок включає два суцільнометалевих бункери об’ємом від 20 до 50 метрів у кубі кожний, встановлених з допомогою стінок на металевій рамі, розвантажувальний пневматичний пристрій, гумоватканинні гофровані рукави, повітряні фільтри, гідравлічний ежекторний змішувач і ємність, а іноді гідравлічний або ультразвуковий диспергатор.

Для приготування промивальної рідини насосом подають дисперсійне середовище ( наприклад воду) в ежекторний гідро змішувач через штуцер. Під дією вакууму порошкоподібний матеріал з бункера по рукаву поступає в камеру змішувача, де змішується з рідиною, і по зливній трубі направляється в ємність. Для рівномірного розподілу компонентів промивальної рідини по всьому об’єму в ємності встановлені механічні лопатеві перемішувачі, які приводяться в дію з допомогою електродвигунів. Приготовлена таким способом промивальна рідина нестабільна і містить значну кількість частинок твердої фази. Тому її прокачують у замкнутій системі протягом декількох циклів.

Для приготування промивальних рідин з порошкоподібних глин використовують ежекторні мішалки типу ГДМ-1. Така мішалка складається із заглибини для завантаження порошку, камери змішування з соплом, ємності і зварної рами, на якій змонтовані всі елементи. До камери змішування насосом через сопло подається вода під тиском 2-3 МПа. Так як швидкість струмини на виході із сопла висока, то в камері змішування утворюється вакуум, внаслідок чого із заглибини засмоктується порошок глини. Порошок змішується з рідиною, а утворювана пульпа надходить в ємність. При вході в ємність потік пульпи вдаряється в спеціальний башмак, і відбувається диспергування твердих частинок.

У міру підйому суспензії вверх по ємності швидкість її руху зменшується, великі нерозпущені частинки випадають на дно, а готова суспензія зливається в циркуляційну систему бурової через вихідну трубу у верхній частині ємності. Осад періодично видаляють через нижню зливну трубу.

На бурових широко використовують механічні двобальні мішалки для приготування, обважнення, промивальних рідин, а також для приготування водних розчинів хімічних реагентів.

У механічних глиномішалках розчини готують з грудкових глин і глинопорошків.

Ефективнішими, ніж глиномішалки, є фрезерно-струменні млини

ФСМ-3 і ФС -7. Вони використовуються не тільки для приготування промивальних рідин, але і для їх обваження.

Існує два види хімічних оброблень - первинне і вторинне. Первинне оброблення проводять з метою одержання промивальної рідини такого складу і такими властивостями, щоб можна було б звести до мінімуму негативні наслідки від її дії на гірські породи або з метою зробити її менш чутливою до дії частинок розбурюваних порід, пластових рідин і температур.

У залежності від гірничо-геологічних умов первинне оброблення може бути простим або складним.

Мета повторних оброблень - відновити властивості промивальної рідини приблизно до того рівня, який вони набули внаслідок первинного оброблення. Для повторних оброблень використовують ті ж реагенти, що і для первинного оброблення або їх аналоги за дією. Частота повторних оброблень залежить від швидкості погіршення властивостей промивальної рідини.

.3 Система очистки бурового розчину

Промивальну рідину необхідно очищати від вибуреної породи, абразивних частинок, що містяться у вихідному матеріалі, а деколи і від надлишкової твердої фази.

Очищення промивальної рідини проводиться 2 способами: гідравлічним і примусовим.

Гідравлічний спосіб очищення оснований на природному осіданні уламків вибуреної породи під дією сили тяжіння. При цьому способі рідина самостійно звільняється від уламків вибуреної породи, протікаючи по жолобній системі.

При примусовому способі промивальна рідина очищається з допомогою спеціальних механізмів. Механізми, що застосовуються для очистки, за принципом дії поділяються на пристрої, в яких:

1.      уламки вибореної породи відділяються під дією сили тяжіння (вібраційні сита, сепаратори);

2.      Уламки вибуреної породи відділяються під дією відцентрованої сили (гідро циклони, центрифуги).

Основним механізмом в очисній системі є вібраційне сито.

Найпростіше вібраційне сито

Являє собою металеву раму, встановлену з допомогою амортизаторів на міцній основі піл деяким кутом до горизонту. На рамі змонтоване решето з прогумованою поверхнею і натягнутою зверху сіткою з нержавіючого стального дроту, часто із спеціальним проти абразивним покриттям. У поперечному напрямку сітка розтягнута, і її бічні поверхні закріплені на прогумованих краях решета. Рама приводиться в рух з частотою від 1000 до 2000 коливань за хвилину з допомогою електродвигуна через ексцентричний вал. Промивальна рідина поступає на вібруючу сітку через розподілювач потоку.

Гідроциклон

Складається з вертикального циліндра з тангенціальним ввідним патрубком,конуса,зливної труби і регулювального пристрою з насадкою. Промивальну рідину з відстійника подають спеціальним відцентровим насосом через патрубок в циліндр під надлишковим тиском 0,2-0,3МПа.

Оскільки патрубок приварений до циліндра тангенціально,то промивальна рідина набуває в циліндрі обертового руху. Під дією відцентрованої сили рідина розшаровується: найважчі частинки відкидаються до периферії, а найлегші концентруються ближче до центра,в середніх ділянках поперечного перерізу гідроциклону.

При високій частоті обертання рідини в гідроциклоні вздовж осі утворюється повітряний стовп, тиск в якому нижчий за атмосферний. Осьова швидкість на границі цього стовпа максимальна і направлена вверх, а на стінках гідроциклону - вниз. Внаслідок такого розподілу швидкостей в гідроциклоні утворюється поверхня,на якій осьова швидкість дорівнює нулю. Вона відділяє периферійну частину потоку з найважчими фракціями твердої фази,що зсувається по стінках гідроциклону вниз, від внутрішньої,найлегшої частини рідини,яка піднімається вверхж. Фракцію найважчих частинок твердої фази,яка спускається вниз по спіральній траєкторії,разом з невеликою кількістю рідини видаляють через насадку в контейнер або відвал. Основний об’єм промивальної рідини з найтоншими фракціями твердої фази з гідроциклону через зливну трубу направляють в жолоб і далі у відстійник або в прийомну ємність бурових насосів.

Найзношуваніші деталі гідроциклонів - внутрішні поверхні ввідного патрубка,циліндра і конуса,а також насадку,виконують змінними.

Якщо при бурінні існує небезпека інтенсивних газопроявлень,то в систему очищення включають газовий сепаратор або дегазатор які призначені для видалення газу з промивальної рідини.

Для видалення газу із розчину застосовують механічні,термічні,фізико-хімічні,відцентрово-вакуумні і вакуумні способи.У практиці буріння широко використовують вакуумні дегазатори. Найпоширеніший двокамерний вакуумний дегазатор. Він складається з двох однакових вертикальних дегазаційних камер. Кожна камера оснащена збірником дегазованої рідини,прийомним клапаном,зливним клапаном і поплавковим регулятором рівня рідини. Поплавкові регулятори обох камер з’єднані із здвоєнним клапаном-розрядником. Дегазаційні камери включаються в роботу поперемінно.

Повнота видалення газу з газованої промивальної рідини залежить від її реологічних властивостей,ступеня газованості, складу газу,величини вакууму,тривалості вакуумування порції рідини в дегазаційній камері та інших факторів. Оскільки через дегазатор необхідно пропускати всю газовану рідину,що виходить з свердловини,його продуктивність повинна бути більша за витрату бурових насосів. Повноту дегазації можна підвищити додаванням до промивальної рідини реагента-піногасника.

6. Режим буріння

Під режимом буріння розуміють сукупність тих факторів,які впливають на ефективність руйнування породи та інтенсивність зношування долота і якими можна оперативно управляти в період роботи долота на вибої,а самі фактори називають режимними параметрами.

До режимних параметрів належать:

1.      осьове навантаження на долота;

2.      частота обертання долота;

.        секундна витрата промивальної рідини;

4.      параметри промивальної рідини.

Режим буріння поділяють на:

1.       Звичайний

·        Оптимальний;

·        Раціональний;

·        Форсований;(швидкісний або силовий)

2.      Спеціальний.

Під оптимальним розуміють такий режим буріння,який забезпечує найвищу продуктивність праці при мінімальних затратах і якісне виконання поставленої задачі. Критерієм оптимізації є мінімум вартості одного метра проходки і максимум рейсової швидкості.

Під раціональним розуміють такий режим буріння,який забезпечує найкраще значення одного чи декількох показників при даному технічному оснащенні.

Форсований режим - це такий,який призводить до збільшення швидкості буріння.

Форсування - це інтенсифікація процесу буріння за рахунок збільшення швидкості обертання долота або осьового навантаження на долото внаслідок чого росте механічна швидкість буріння.

Швидкісний режим - це такий, при якому інтенсифікація процесу руйнування породи досягається внаслідок збільшення швидкості обертання долота.

Силовий режим - це такий, при якому інтенсифікація процесу руйнування досягається внаслідок осьового навантаження на долото.

Під спеціальним розуміють такий режим,який забезпечує найкраще виконання тієї чи іншої спеціальної задачі(буріння похило скерованих свердловин, буріння з відбором керна, буріння в продуктивному пласті, буріння в зонах ускладнень, попередження викривлення, аварійні роботи,тощо).

.1 Особливості режиму буріння роторним способом

Роторне буріння. Особливістю роторного буріння є можливість дискретної зміни параметрів режиму. При цьому решта параметрів залишається без змін. Оптимальне співвідношення може бути знайдено тільки емпірично, шляхом зміни кожного з параметрів.

Визначальним параметром режиму,що в найбільшій мірі впливає на ефективність руйнування породи,є осьове навантаження на долото. Його створюють частиною ваги нижньої частини бурильної колони. При цьому в цій частині колони виникають напруження осьового стиску і повздовжнього згину. Щоб зменшити напруження повздовжнього згину,необхідно масу колони,з допомогою якої створюється осьове навантаження на долото,зосередити як можна ближче до долота. Для цього нижню частину бурильної колони комплектують з товстостінних труб максимально можливого діаметра.

Осьове навантаження на долото є тим параметром,який піддається гнучкому регулюванню. У процесі відробки долота осьове навантаження можна змінювати невеликими щаблями так, щоб знайти його оптимальне значення або хоча б наблизитись до нього. Знайшовши це значення,надалі навантаження прагнуть підтримувати постійним,поки суттєво не зміниться твердість породи.

У нормальних умовах,коли відсутні передумови довільного викривлення свердловини, для ефективного об’ємного руйнування породи доцільно підтримувати осьове навантаження на рівні,при якому контактний тиск робочих елементів долота приблизно дорівнює твердості породи або дещо перевищує її.

Для приводу ротора,який обертає бурильну колону і долото,в бурових установках в основному використовуються асинхронні електродвигуни і дизельні двигуни.

Для роторного буріння специфічним є залежність співвідношення осьового навантаження і частоти обертання не тільки від механічних властивостей гірської породи,міцності і довговічності долота,але і від міцності і жорстокості бурильної колони. Із збільшенням осьового навантаження зростають напруження стиску в нижній частині бурильної колони,а з підвищенням частоти обертання - напруження згину і частота поздовжніх та крутильних коливань,що може прискорити руйнування бурильних труб і особливо різьбових з’єднань. Для безпечної роботи при збільшенні осьового навантаження,як правило,знижують частоту обертання долота.

Фактором,який обмежує частоту обертання долота з ростом глибини буріння,може бути потужність приводу ротора. Потужність,що витрачається при роторному бурінні складається з потужності на руйнування породи і тертя долота об вибій і стінки свердловини,потужності на тертя бурильної колони в стінки свердловини і рідину,потужності на подолання опорів у наземній системі передач від двигуна до ведучої труби і потужності на промивку свердловини.

6.2 Особливості режиму буріння турбінним способом

Турбінне буріння.

При турбінному способі буріння режимні параметри взаємозв’язані. Так,наприклад,із збільшенням осьового навантаження при постійній витраті промивальної рідини,зменшується частота обертання. Якщо збільшити витрату промивальної рідини при постійному навантаженні,відповідно зростає частота обертання. Момент,який розвиває турбіна турбобура витрачається на руйнування породи долотом,подолання сил тертя в упорному і радіальному підшипниках,а також сил тертя валу в рідині.

Момент сил тертя в упорному підшипнику залежить від коефіцієнта тертя і сили нормального тиску між поверхнями,що труться,а,значить,від якості цих поверхонь і якості промивальної рідини,що служить мастилом для них. Силою нормального тиску вважають різницю між гідравлічним навантаженням на вал турбобура,направленим вниз,і реакцією вибою,яка чисельно дорівнює осьовому навантаженню на долото і направленою вверх.

Гідравлічне навантаження прямо пропорційне площі перерізу турбіни і різниці тисків промивальної рідини на вході в турбобур і на виході із насадок долота, тобто воно пропорціональне квадрату витрати рідини через турбобур.

При постійній витраті рідини з збільшенням осьового навантаження на долото сила нормального тиску спочатку зменшується, доходячи до нуля, а потім зростає, однак при цьому змінюються поверхні тертя. А це означає, що й момент тертя при збільшенні осьового навантаження на долото спочатку буде зменшуватись, і знову буде зростати.

.3 Контрольно-вимірювальні прилади

Гідравлічний індикатор ваги (ГИВ) складається з трансформатора тиску і манометрів - що показують і самописного. По показуючих приладах бурильник контролює поточний процес буріння. По запису діаграми самописного манометра вивчаються процес буріння свердловини і роботи, пов'язані з її проводкою.

На малюнку показана монтажна схема гідравлічного індикатора ваги, що складається з трансформатора тиску 4 і манометрів, - що показує 2 (основного), верн'єрного 3 і самописного 1. У деяких конструкціях індикаторів ваги застосований показывающий манометр зі вбудованим верньєром, про що вказано нижче.

Самописний прилад монтується на щиті 5, на якому укріплена допоміжна арматура: бачок, насос і замочний вентиль. Насос використовується для закачування рідини в систему, а вентиль - для відключення системи від насоса після закачування.

Трансформатор тиску є перетворювачем зусиль в мертвому кінці талевого каната у величини тиски, що передаються на того, що показує і самописний манометри.

Трансформатор є гідравлічною мессдозу, що складається з литого корпусу і гумової (з кордом) мембрани, розташованої усередині нього. На мембрану спирається тарілка, що несе середній ролик. Трансформатор монтується на мертвому кінці талевого каната, що згинається між крайніми і середнім (опорным) роликами. На середній ролик діє горизонтальна складова натягнення в канаті, викликана його вигином. Зусилля, діюче на тарілку, визначається величиной натягнення і кутом вигину каната.

Що показує і самописним манометрами вимірюється тиск, пропорційний зусиллям, діючим на мембрану. Завдяки об'ємним деформаціям пружних елементів манометрів, а також сполучних трубок тарілка при збільшенні тиску дещо переміщається і змінює кут вигину каната. Ця обставина вносить нелінійну залежність між тиском в трансформаторі і зусиллям в канаті.

Тому, щоб користуватися індикатором ваги, необхідно мати градуювальну таблицю, що виражає залежність в мертвому кінці каната, яка складається при тарировке приладу на заводі, изготавляющем прилади. Отже, індикатор ваги - прилад, що має індивідуальну шкалу.

На малюнку показаний трансформатор тиску гідравлічного індикатора ваги. Корпус 1 трансформатора тиску відливається з модифікованого чавуну. У приливах корпусу гайками 2 і контргайками 3 кріпляться обойми 4 і 5, що несуть крайні ролики 6. Взаємна перпендикулярність осей ролика і каната досягається фіксацією обойм, здійснюваною стопорами 7. У середній частині корпус має виточку глибиною 3 мм і діаметром 222 мм, яка перекривається гумовою (з кордом) мембраною 8.

Мембрана притиснута до корпусу кришкою 9, зміцнюваною болтами 10, затягнутими гайками. На мембрану спирається поплавець 11, що несе обойму 12 середнього ролика. Трансформатор з магістраллю, що йде від манометрів, сполучений дюритовым шлангом за допомогою штуцера 13. Дуже важливо, щоб в порожнині трансформатора і в системі не було повітря, оскільки це збільшить нелінійність шкали приладу. У корпусі передбачений отвір, що заглушається пробкою 14. Воно призначене для видалення повітря з трансформатора при заповненні його рідиною.

Кут заломлення каната регулюється прокладеннями під торець обойм крайніх роликів. На мертвому кінці трансформатор кріпиться за допомогою струбцинного затиску 15.

Показуючий манометр. На малюнку приведений показуючий манометр гідравлічного індикатора ваги. Чутливим елементом манометра є трубчаста пружина 1, нерухомий кінець якої упаяний в утримувач 2, прикріплений трьома гвинтами до корпусу приладу. Вільний кінець пружини заглушений наконечником 3, сполученим шарнірно через тягу 4 з хвостовиком сектора 5. При переміщенні вільного кінця пружини переміщаються сектор і що знаходиться з ним в зачепленні трибка, на осі якої насаджена стрілка 6 приладу.

Спіральна пружина 7 усуває можливі люфти. Тяга з хвостовиком сектора з'єднується за допомогою повзуна, яким можна регулювати плече сектора, а отже, і величину кута повороту стрілки при одному і тому ж переміщенні вільного кінця трубки. Шкала приладу розділена на 100 рівних частин з оцифруванням через кожні 10 ділень. Кут повороту стрілки 270°. У штуцер 8 манометра угвинчена втулка 9, в яку вставлена голка 10, твірна в каналі втулки проміжок. Останній демпфером, що усуває різкі коливання стрілки.

Діаметр корпусу манометра 365 мм.

Самописний манометр. В якості чутливого елементу в самописному манометрі гідравлічного індикатора ваги використана пружина гелікоїда. Гідравлічний індикатор ваги комплектується стандартним самописним манометром МІЛІГРАМА. На мал. 101 приведений загальний вигляд самописного манометра МІЛІГРАМА.

Верньєр-манометр. Прилад призначений для уточнення свідчень гідравлічного індикатора ваги. Він може бути використаний тільки з тим комплектом ГИВ, з яким його випустив завод, оскільки при випуску ГИВ робиться паралельна тарировка манометрів : що показує, верньєра і самописного. Верньєр-манометр має чутливість, що перевищує чутливість показуючого приладу в 6 разів, а тому його шкала більше розтягнута.

Відлік свідчень по верньєру дозволяє визначати зміну навантаження на забій з більшою точністю, ніж по показуючому манометру. Чутливим елементом верньер-манометра є трубчаста пружина. На відміну від показуючого манометра передатний механізм верньєра має відношення 1:32, чим досягається поворот стрілки на кут 1800°, т. е. на п'ять оборотів за шкалою при зміні тиску від нижньої межі до максимального значення шкали.

У конструкціях гідравлічних індикаторів ваги в комплект входить показуючий манометр зі вбудованим верньєром. На малюнку приведений показуючий манометр зі вбудованим верньєром. Прилад змонтований в стандартному металевому корпусі діаметром 365 мм. При переміщенні вільного кінця пружини сектор переміщається і повертає трибку разом з насадженою на її осі верн'єрною стрілкою. Одночасно трибка через шестерну передачу повертає основну стрілку показуючого приладу.

При максимальному повороті основної стрілки (270°) верн'єрна стрілка робить чотири повні оберти (1440°). Основна шкала розділена на 100 рівних частин з оцифруванням через кожні 10 ділень, а верн'єрна - на 25 з оцифруванням через 5 ділень. Свідчення манометра відлічуються по основній і верн'єрній шкалам. Для полегшення відліку стрілки забарвлені в різні кольори.

Вимірювач крутного моменту (ДКМ)

Призначений для виміру моменту, що крутить, на роторі бурових установок з ланцюговою передачею і може використовуватися в системах технологічного контролю параметрів буріння при геолого-технологических дослідженнях свердловин.

Датчик моменту, що крутить, на роторі ДМЦ встановлюється під провідною гілкою ланцюга приводу і сприймає зусилля, що виникає при натягненні ланцюга.

Зусилля натягнення ланцюга пропорційне величині моменту, що крутить, і передається через робоче колесо і кронштейн на нерухомий шток первинного перетворювача сили.

На щоці кронштейна датчика моменту, що крутить, на роторі ДМЦ є отвір, в який може бути встановлений магнитоиндуктивный перетворювач наближення аналогічний використовуваному в датчику оборотів ротора для контролю швидкості обертання елементів трансмісії приводу ротора.

Принцип роботи датчика моменту, що крутить, на роторі ДМЦ полягає у вимірі і перетворенні електричного сигналу, що поступає з первинного перетворювача сили на нормуючий підсилювач, виконаний на базі інструментального підсилювача INA 125 фірм Burr, - Brown.

Для перевірки вихідних ланцюгів і ланцюга живлення датчика в комплект постачання може бути включений модуль контролю сигналів.

Витратомір

Витратомір (рос. расходомер; англ. flowmeter; нім. Verbrauchsmesser m, Durchflussmesser m) - пристрій або устаткування для вимірювання витрат в однофазних потоках рідини (нафти, води тощо) чи газу або сипкої речовини. У нафтовидобуванні частіше за все застосовують об’ємні і тахометричні В., а для вимірювання витрат газу - В. перепаду тиску.

Дія об’ємних В. основана на вимірюванні часу заповнення об’єму мірної ємності або на обрахунку порцій вимірюваної речовини камерою певного об’єму. В іншому випадку витрата визначається як сума об’ємів порцій, що віднесені до контрольного проміжку часу відліку. В тахометричному В. вимірюється частота обертання чутливого елемента (найчастіше турбінки, іноді диска або кульки тощо), що встановлений у каліброваному каналі, напр., у трубі. Для вимірювання витрати та об’єму товарної нафти, а також води використовується прилад, що кріпиться на горизонтальній ділянці трубопроводу, а чутливим елементом його є турбінка, вісь якої обертається в підшипниках. Характеристикою В. є допустима мінімальна та максимальна витрати рідини, при якій досягається необхідна точність. В. змінного перепаду тиску складається із звужувального пристрою (найчастіше діафрагма), який створює у струмені рідини або газу перепад тиску, величина якого залежить від величини витрати, і диференційного манометра, який вимірює цей перепад і відградуйований в одиницях витрати.

Витратомірне сопло (рос. расходомерное сопло; англ. flow nozzle; нім. Durchflьssmesserdьse f) - частина витратоміра, яка являє собою звужувальний пристрій з круглим отвором, що має плавно звужену частину на вході.

Манометр (МБГ-1)

МСУ-1 -манометр свердловинний уніфікований, який застосовується для гідродинамічних досліджень пластів в процесі експлуатации нафтових, газових або водяних свердловин.

МСУ-2 - манометр свердловинний уніфікований, який застосовується при проведенні випробувань свердловин в процесі буріння.

Манометр МСУ-1 складається з манометрового блоку, механізму запису, годинникового механізму, максимального термометра. Манометр МСУ-2 складається з манометрового блоку, механізму запису, годинникового механізму, гідровмикача. Спуск у свердловину манометрів МСУ-1 здійснюється за допомогою дроту, а МСУ-2 - разом з випробувачем пластів на бурильних трубах. Реєстрація тиску здійснюється на спеціальному бланку розміром 139 х 56 мм.

Система контролю управління бурінням (СКУБ-1)

Система наземного контролю процесу буріння нафтових і газових скважинпредназначена для автоматичного контролю технологічних параметрів процесу обертального буріння установок експлуатаційного і глибокого розвідувального буріння нафтових і газових бурових свердловин по ГОСТ 16253.

Параметрів процесу буріння по типових методиках і алгоритмах, прийнятих в галузі; відображення на табло бурильника значень контрольованих параметрів процесу буріння; контроль виходу технологічних параметрів за встановлені користувачем межі і світлова і звукова сигналізація про досягнення цих значень; відображення на дисплеї персонального комп'ютера бурового майстра поточних значень контрольованих параметрів процесу буріння, параметрів процесу буріння за вибраний проміжок часу, передісторії процесу буріння і т.д., а також друкування на друкуючому облаштуванні необхідної інформації, формування файлів даних про процес буріння, забезпечення їх прочитування і передачі. Система складається з комплекту датчиків технологічних параметрів і комплексу обчислювального.

7. Ускладнення в процесі буріння

Ускладнення - це технологічна ситуація, яка призводить до порушення нормального ходу процесу буріння свердловини.

Основні причини ускладнень:

·        Складні гірничо-геологічні умови буріння в окремих горизонтах (аномально високі або аномально низькі пластові тиски, не сприятливі характеристики пластових флюїдів, наявність нестійких або розчинних порід та ін.);

·        Невідповідність інформаційного забезпечення про гірничо-геологічні умови фактичним даним;

·        Невідповідність технічного проекту на буріння свердловини, насамперед конструкції свердловини, гірничо-геологічним умовам буріння;

·        Організаційні фактори: несвоєчасне постачання буровими інструментами і матеріалами, низька кваліфікація і виконавська дисципліна бурового персоналу та ін.

До ускладнень належать:

·        Поглинання технологічних рідин (промивальних рідин і тампонажних розчинів);

·        Флюїдопрояви (Газонафтоводопрояви);

·        Порушення цілісності стінок свердловини (утворення каверн, жолобів, звуження ствола);

·        Прихоплення колони труб.

Виникнення і несвоєчасна ліквідація одного ускладнення може спровокувати інше. Наприклад, поглинання промивальної рідини може викликати флюїдопроявлення у іншого пласта, причому флюїд може досягти устя свердловини, а може тільки перетікати з одного пласта в інший.

7.1 Порушення пристовбурової зони

Причини ускладнень:

·        Порушення умов механічної міцності гірської породи в стінці свердловини внаслідок дії: статичних навантажень; знакозмінних навантажень (нестаціонарні гідромеханічні і термічні процеси), які можуть викликати втомлююче руйнування гірських порід;бурильної колони при її повздовжньому переміщенні, обертанні і коливаннях, що призводить до стирання породи на стінках, зрізанню її торцями замків і елементами КНБК, ударів по гірській породі;

·        Розчинення і розмив породи промивальною рідиною (хемогенні, глинисті відклади);

·        Розтеплення мерзлої гірської породи, що призводить до фазових перетворень (танення льоду - цементу ).

У загальному випадку порушення цілісності стінок свердловини є наслідком прояву комплексу відповідних факторів (наприклад, розчинення і пластична течія відкладів галіту), яка в окремих ситуаціях може ускладнюватись фізико - хімічною взаємодією породи на стінках з промивальною рідиною, що вміщує шлам вибуреної породи.

Це призводить з часом до зменшення міцності породи, зміни її механічних характеристик і напруженого стану (наприклад, при набуханні породи в цілому або окремих її компонентів - перш за все глин і глиновмістимих порід), утворення на стінках свердловини товстої фільтраційної кірки, перш за все проти проникних гранулярних пластів (піски, пісковики).

Різновидності ускладнень: розширення ствола (утворення каверн за рахунок осипання і обвалювання та жолобів) або його звуження.

Каверни утворюються перш за все в глинах і глиновмістимих породах із-за порушення умов механічної міцності, що призводить до осипань та обвалювань, тобто в умовах, коли процеси механічного руйнування поєднуються із зменшенням міцності і набуханням гірської породи.

Осипанням називається таке ускладнення, при якому значна кількість частинок породи систематично відділяється від стінок свердловини, падає в її ствол, підхоплюється потоком промивальної рідини і виноситься на денну поверхню.

Обвалюванням називається таке ускладнення, при якому значна маса породи раптово випадає в свердловину, перекриває кільцевий простір або весь переріз ствола і висхідний потік не в змозі швидко видалити цю породу на поверхню.

Початок обвалювання гірської породи діагностується виносом додаткової кількості шламу, що значно перевищує норму як за кількістю, так і за формою і розміром уламків, збільшенням тиску при промиванні, затягуванням інструменту і прихоплюваннями та ін.

Звуження ствола свердловини можуть виникати внаслідок випучування гірської породи, її обвалювання, утворення товстих фільтраційних кірок на проникних ділянках стінок, налипання на стінки частинок обсипаних і розбурених порід, зволожених промивальною рідиною. Зовні звуженням виявляється у підвищенні тиску у насосах при промиванні, суттєвим збільшенням сили, необхідної для переміщення колони труб, а іноді промивання стає неможливим.

Для попередження обсипання і обвалювання порід необхідно використовувати інгібовані промивальні рідини, гідрогелі або рідини на вуглеводневій основі з мінералізованою водною фазою, які не викликають зменшення міцності порід, і підтримувати густину промивальної рідини на рівні, достатньому для збереження стійкості стінок свердловини.

Небезпеку значного звуження свердловини на ділянках, складених стійкими породами можна попередити, якщо застосовувати промивальні рідини з малою водовіддачею. Налипання на стінки розбурених частинок і частинок, що обсипались, можна зменшити, вводячи в промивальну рідину мастильні домішки.

7.2 Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів

Причина поглинань - порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і поглинаючому горизонті, які призводять до відходу технологічної рідини в пласт. Проникність пласта відповідає його природному стану або сформувалась через гідророзрив.

Різновидності поглинань:

·        Повне або катастрофічне поглинання, коли вся промивальна рідина, яка закачується в свердловину буровими насосами, розтікається по тріщинам і порожнинах породи, а до устя свердловини не доходить;

·        Часткове поглинання, коли частина рідини виходить в жолобну систему.

Поглинання бурових і тампонажних розчинів можуть виникнути в загальному випадку в пластах, проникність яких визначається гранулярною пористістю, тріщинуватістю і кавернозністю гірських порід. Розрізняють механізм поглинання в’язких і структурованих рідин. Поглинання в’язких рідин можливі в будь - яких проникних гірських породах, а інтенсивність поглинання визначається величиною репресії на поглинаючий пласт, властивостями рідини і гідродинамічними характеристиками пласта.

Особливість поглинання структурованих рідин полягає в тому, що мало пористі породи не поглинають їх навіть при великих перепадах тиску в системі свердловина - пласт. Поглинання бурових розчинів в таких пластах виникає в основному в наслідок їх гідравлічного розриву.

Поглинання при бурінні свердловин характеризується градієнтом виникнення поглинання (ГВП), під яким розуміють те значення градієнту тиску, перевищення якого призводить до поглинання бурового або тампонажного розчину.

Поглинання структурованих рідин можуть відбуватись при таких характерних ситуаціях:

·        поглинаючий пласт має систему відкритих тріщин і каверн;

·        поглинаючий пласт має систему закритих від дії гірського тиску тріщин;

·        поглинаючий пласт без природних тріщин.

На виникнення поглинань при бурінні свердловин впливають геологічні, технологічні та організаційні фактори. Геологічні фактори характеризують причину виникнення поглинань при проходці конкретного пласта, а також вихідну інформацію для прогнозу величини ГВП. Технологічні фактори по суті зв’язані з вибором раціональної конструкції свердловини і регулюванням гідродинамічної обстановки в свердловині. Організаційні фактори обумовлені ефективністю розробки і реалізації технологічних заходів для попередження поглинань.

Обґрунтований вибір ефективних способів ліквідації поглинань можливий при наявності таких даних про кожний поглинаючий пласт: глибина залягання, пластовий тиск, характеристика флюїдів і відомості про між пластові перетоки, гідродинамічна характеристика, літологія і відомості про будову пласта і стан свердловини.

Попередження поглинань в процесі буріння. Основні методи для попередження поглинань можна умовно розділити на 3 групи:

·        регулювання властивостей промивальних рідин;

·        управління гідродинамічною обстановкою в свердловині при виконанні різних технологічних операцій (буріння, СПО, цементування та ін..);

·        зміна характеристик поглинаючого пласта.

Вибір методів попередження поглинань або їх комбінацій, як правило, визначається конкретними геолого-технічними умовами проводки свердловини.

Ефективність попередження поглинань в значній мірі визначається типом промивальної рідини та її властивостями. Густина бурового розчину - одна з основних показників, які визначають величину тиску на поглинаючий пласт в статичних і, в деякій мірі, динамічних умовах. При розкритті потенційно можливої зони поглинань необхідно використовувати промивальні рідини з мінімально можливою густиною, значення якої визначається умовами попередження проявлення і порушення цілісності стінок свердловини і задовольняє умови попередження поглинання при виконанні основних технологічних операцій.

Для попередження поглинань важливу роль відіграють методи цілеспрямованої зміни характеристик поглинаючого пласта. Для цього в залежності від очікуваних характеристик зони поглинання використовують різні техніко - технологічні прийоми. Одним з найефективніших способів є застосовування закупорюючи матеріалів - наповнювачів, які додають у циркулюючу промивальну рідину або застосовують разове закачування в зону поглинання порції спеціальної рідини з наповнювачем. Використовують наповнювачі трьох різновидностей:

·        волокнисті (кодове волокно, обрізки ниток, шкіра, горох та ін..);

·        лускові (слюда - луска, обрізки целофану та ін..);

·        зернисті (горіхова шкарлупа, керамзит, перліт, пісок, частинки гуми, пластмас та ін..).

ліквідація поглинань забезпечується:

·        тампонуванням каналів відходу твердіючими і нетвердіючими пластовими сумішами, тобто шляхом створення екрану в породі навколо свердловини;

·        встановлення труби або оболонки на стінці свердловини;

·        формування екрану в стінці свердловини із самої гірської породи, наприклад її оплавленням і утворенням керамічної труби.

У сучасній технології використовують в основному перший і рідше другий способи. Особливість способів ліквідації поглинань визначається тим, що поглинаючі промивальну рідину пласти являють собою тріщинні колектори, а в найскладніших ситуаціях - тріщинно-кавернозні з аномально низькими пластовими тисками.

7.3 ГНВП

До проявів належать довільний вихід промивальної рідини, пластового флюїда різної інтенсивності (перелив, викид, фонтан) через устя свердловини по між трубному простору, бурильних трубах, між колонному простору або заколонному простору за межами устя свердловини (грифони).

Переливи - це вихід рідини через устя при відсутності подачі промивальної рідини в свердловину.

Викиди - це аперіодичний викид рідини або газорідинної суміші через устя на значну висоту.

Фонтани - безперервний інтенсивний викид великої кількості пластового флюїда через устя свердловини.

Можливе відкрите (не кероване) фонтанування та закрите (кероване), коли потік газорідинної суміші з допомогою устєвої арматури і системи наземної обв’язки направляється в сепаратори, прийомні ємності або може бути припинений зовсім.

Причина флюїдопроявів - порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і проявляючому пласті, що призводить до надходження флюїду із пласта в свердловину.

Різновидності проявів:

·        газопрояви (основна частина флюїду - пластовий газ або суміш пластових газів);

·        нафтопрояви (основна частина флюїду - нафта);

·        водо прояви (основна частина флюїду - пластова вода того чи іншого ступеня мінералізації);

·        змішані флюїдопрояви (у свердловину надходить суміш різних флюїдів, з яких хоч би два флюїди приблизно в рівних кількостях, і їх сума складає більшу частину загальної кількості поступаючого флюїду).

Прояви можуть виникати як при зниженні тиску на пласт так і без його зниження. Основними причинами проявів із - за зниження тиску на пласт є геологічні і технологічні фактори. До геологічних факторів належать:

1.       розкриття регіональних і локальних зон АВПТ;

2.      наявність порожнин заповнених газом;

.        тектонічні порушення.

До технологічних факторів виникнення проявлень належать причини, пов’язані з порушенням технології проводки свердловини:

1.       низька густина промивальної рідини;

2.      зменшення гідродинамічного тиску в свердловині;

.        падіння рівня промивальної рідини в свердловині;

.        утворення штучних зон АВПТ.

До технологічних факторів включають і помилки, допущені при розробці технологічного проекту на будівництво свердловини, прогнозування пластових тисків і т. д.

До причин проявів без зниження тиску на пласт ( тобто при перевищенні вибійного тиску над пластовим) належать дифузні і осмотичні процеси, капілярні перетоки, гравітаційні заміщення, надходження газу з вибуреною породою при високих швидкостях буріння, контракцій ні ефекти та ін. створення протитиску на пласт з метою попередження проявів забезпечується вибором відповідної густини промивальної рідини.

Недостатня густина промивальної рідини - основна причина проявів і вона обумовлена помилками в технічному проекті і технологічних регламентах проводки свердловини, неточністю прогнозу пластових тисків у процесі буріння, несвоєчасністю прийняття рішень про обважнення промивальної рідини чи спуску проміжної колони, поступленням у промивальну рідину пластового флюїду з меншою густиною, спінюванням бурового розчину, неякісною дегазацією, седиментацією твердої фази промивальної рідини та інше.

Флюїд може надходити в свердловину і при достатній густині промивальної рідини, якщо вона утворює міцну структуру - каркас, завдяки якому частина її маси передається на стінки свердловини (зависання рідини, внаслідок чого на вибій свердловини і на флюїди, що містяться в пластах, передається неповний гідростатичний тиск). Крім того, частина твердої фази осідає із змуленого стану і зависає на стінках свердловини і колоні труб.

Про початок ГНВП можна судити за:

1.  підвищенням рівня рідини в прийомній ємності;

2.      зміною витрати промивальної рідини на вході і виході із свердловини;

.        появою нафтової плівки і газових бульбашок у промивальній рідині;

.        зниженням густини промивальної рідини;

.        зміною реологічних властивостей і хімічного складу фільтрату;

.        переливом через устя після припинення циркуляції;

.        загоряння факела на відводі превентора;

.        за показами і сигналами газокаротажної станції;

.        підвищенням або зниженням тиску в нагнітальній лінії бурових насосів.

Найнебезпечнішою (з позиції проявів) технологічною операцією в процесі буріння свердловини є підйом колони труб. Зниження тиску в процесі підйому труб обумовлено гідравлічними та інерційними опорами при русі бурового розчину в кільцевому просторі, а також можливим зменшенням його стовпа в свердловині. Основні способи попередження проявів - регулювання швидкостей колони труб, контроль за рівнем бурового розчину в свердловині з періодичним чи постійним доливом. Об’єм промивальної рідини для доливу в свердловину визначається виходячи із об’єму піднятих труб із врахуванням об’ємів розлитого при підйомі розчину та інших втрат.

ГНВП не тільки порушують процес буріння, але є причиною важких аварій. При інтенсивних проявленнях можливі випадки руйнування устя свердловини і бурового обладнання, виникнення вибухів і пожеж, сильного забруднення навколишнього середовища, а інколи і людських жертв.

Основним способом, який дозволяє керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти не регульованим викидам промивальної рідини, є герметизація устя спеціальним проти викидним обладнанням. У комплект цього обладнання входять 2 - 3 плашкові превентори, універсальний і превентор, що обертається, апаратура дистанційного управління превенторами, а також система трубопроводів, обв’язки із засувками високого тиску з дистанційним керуванням і система регульованих і нерегульованих штуцерів.

Превентор - це спеціальна засувка високого тиску.

Плашкові превентори

Мають плашки із півкруглими ( фігурними) плашками з вирізами під діаметр бурильних труб і з глухими. Превентори з фігурними плашками призначені для герметизації устя, коли в свердловину спущена бурильна колона, а з глухими - коли в свердловині відсутні труби.

Універсальний превентор

Герметично закриває свердловину як у випадку, коли в його отворі знаходиться труба, так і у випадку, коли там знаходиться бурильний замок або ведуча труба.

Превентор, що обертається

Дозволяє здійснювати гермитезацію устя при обертанні бурильної колони у випадку, коли надлишковий тиск на усті порівняно невеликий.

Робочий тиск превенторів повинен бути вищий ніж той найбільший тиск, який може виникнути на усті у випадку закриття превентора на викиді. Відкривати превентор можна лише після того, як надлишковий тиск на виході із свердловини знизився до атмосферного. Якщо не вдалося запобігти пластового флюїду і пройшов викид, коли в свердловині знаходилась бур. колона, то необхідно оперативно закрити превентор і направити рідину із свердловини через боковий відвід обв’язки, а через бурильні труби закачувати свіжу рідину підвищеної густини. Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи з ліквідації аварії приступають спеціалізовані проти фонтанні служби.

.4 Класифікація прихоплювання бурильних труб

За характеристикою утримуючої сили і обставин, які передують виникненню, прихоплювання ділять на три групи:

·        прихоплювання із-за перепаду тиску, або диференціальні;

·        прихоплювання в жолобі і внаслідок заклинювання колони труб стороннім предметом;

·        прихоплювання із-за обсипання та обвалювання гірської породи, повзучості пластичних порід, осідання твердої фази і шламу.

Диференціальні прихоплювання належать до інтервалів проникних (пористих)пластів і виникають при залишені колони труб без руху на деякий, навіть незначний час, протягом якого труба знаходиться в контакті із стінкою свердловини. Для попередження прихоплювання під дією перепаду тиску необхідно бурити з промиванням розчином малої густини, щоб тиск у свердловині був меншим, дорівнював або дещо перевищував пластовий.

Прихоплювання в жолобній виробці виникає при підйомі інструмента і характеризується миттєвим затягуванням. Жолоби сприяють виникненню і інших причин прихоплювань, наприклад, формуванню застійних зон накопичування шламу, збільшуючи таким чином площу контакту труб із стінками свердловини. Для попередження прихоплювання над ділянкою бурильної колони, необхідно встановити чотирилопатевий спіральний центра тор, відношення діаметра якого до ширини жолоба повинно бути не менше 1,35.

Прихоплювання із - за заклинювання у звуженій частині ствола виникають при спуску інструменту. Вони приурочені до інтервалів міцних, абразивних порід при значному спрацюванню долота по діаметру, а також у зонах локального викривлення ствола свердловини. Для попередження прихоплювань цього типу необхідно стежити за відробкою доліт. Не можна використовувати опорно-центруючи елементи при зносі діаметру більш, ніж на 3мм для розмірів доліт менше 216 мм і 4 мм для доліт більших розмірів.

Прихват в наслідок заклинювання сторонніми предметами можливі по цілому стволу свердловини. Передумовою прихоплювань є падіння в свердловину або випадання із стінки раніше залишених у свердловині аварійних предметів. Профілактика таких прихоплювань полягає в недопущенні падіння предметів у свердловину, а також запобігання випадання із стінок свердловини великих шматків твердої гірської породи. Ці вимоги виконуються при використанні відповідних пристроїв, кваліфікованому веденні бурових робіт і попередженні ускладнень, зв’язаних з порушенням цілісності стінок свердловини.

Прихоплювання із-за осипання , обвалювання і повзучості пластичних порід виникають перш за все при розкритті відповідних відкладів і ідентифікуються ознаками, характерними для цього виду ускладнень. У процесі буріння, оскільки обвал проходить миттєво, виникає підвищений тиск на стояку, збільшується момент на роторі, виникають труднощі при спуску долота без пророблень та інтенсивних промивань. В окремих випадках при обвалі може статись гідророзрив пласта з подальшим поглинанням. Прихвати внаслідок осипання, обвалювання і повзучості пластичних порід попереджуються вибором комплексу технологічних заходів які забезпечують стійкість стінок свердловини.

Ліквідація прихватів зводиться до усунення або зменшення сили, утримуючої інструмент, до величини, при якій інструмент можна звільнити. Ефективність ліквідації прихватів визначається правильністю вибору способу, або набору способів, які б відповідали типу прихвату. Сучасні способи дозволяють визначити тільки верхню границю зони прихоплювання.

8. Кріплення свердловин

В експлуатаційних і нагнітальних свердловинах для транспортування пластових флюїдів або робочих агентів необхідно створити міцний і герметичний канал, який міг би надійно служити протягом десятків років.

Кріплення свердловини проводиться з метою:

1.      створення довговічного і герметичного каналу для транспортування пластового флюїду від експлуатаційних горизонтів на денну поверхню або робочих агентів в зворотньому напрямку;

2.      герметичного розмежування всіх проникних горизонтів один від одного;

.        закріплення стінок свердловини. Складених недостатньо стійкими породами;

.        захисту експлуатаційного каналу від корозії в результаті дії пластових флюїдів.

Найрозповсюдженим способом кріплення свердловин і розмежування проникних горизонтів є спуск обсадних колон, складених із спеціальних труб, що наз.

Обсадними, і цементування простору між колоною труб і стінкою свердловини.

Для розмежування горизонтів з різними коефіцієнтами аномальності пластових тисків, а також для попередження ГНВП з горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності використовують також пакери. Іноді для тимчасового кріплення окремих ділянок ствола свердловини вдаються до встановлення цементних мостів або обробки стінок свердловини розчинами хімічних речовин заморожування тощо.

8.1 Конструкція свердловини

Під конструкцію свердловини розуміють схему її побудови, що включає в себе сукупність даних про кількість та інтервали спуску обсадних колон, діаметри обсадних колон та ствола свердловини під кожну з колон та інтервали цементування.

Перша труба або колона труб, яка служить для попередження розмиву порід, що залягають близько до денної поверхні, розмежування ствола свердловини, яка споруджується в акваторії водного басейну, від навколишніх вод і для з’єднання устя з очисною системою бурової установки наз. направленням.

Колона труб, що спускається в свердловину після направлення і яка служить для закріплення її стінок в недостатньо стійких породах і перекриття зон ускладнень, а також для горизонтів, вміщуючих артезіанські та лікувальні води наз. кондуктором.

Колона труб, що служить не тільки для закріплення стінок свердловини та ізоляції ГНВП, а також служить і каналом для транспортування з продуктивного пласта рідини або газу чи для закачування рідини наз. Експлуатаційною.

Всі колони труб, що встановлюються між кондуктором і експлуатаційною колоною, наз. Проміжними. Їх спускають для перекриття порівняно глибоко залягаючи нестійких порід, ізоляції продуктивних горизонтів, розміщених набагато вище проектної глибини, ізоляції зон можливих ускладнень і ля інших цілей. Проміжних колон може бути одна, дві і більше, а в деяких випадках проміжна колона відсутня.

У більшості випадків верхній кінець колони труб встановлюють на усті свердловини і тільки в окремих випадках - на значній глибині від устя. Такі колони наз. потайними (хвостовиками).

Та частина колони, яка складена з труб із спеціально просвердленими або профезерованими отворами, або в які після спуску в свердловину прострілюють велику кількість отворів наз. Фільтром.

.2 Типи обсадних труб

Обсадну колону компонують із стальних суцільнокатаних труб, які з’єднуються між собою з допомогою різьби або зварки. Обсадні труби для газових і нафтових свердловин виготовляють у відповідності з існуючим стандартом.

За конструкцією усі труби можна умовно розділити на 2 групи. Основну групу складають труби, виготовлені у вигляді пустотілого циліндра круглого поперечного перерізу з постійною по довжині товщиною стінки. До другої групи належать труби, виготовлені у формі циліндра потовщеного на одному кінці назовні.

Труби з постійною по довжині товщиною стінки з’єднують між собою з допомогою муфт. Муфти до таких труб виготовляють у вигляді пустотілого циліндра круглого перерізу, внутрішню поверхню якого обробляють у формі двох зрізаних конусів, обернених вершинами один до одного, на яких нарізана різьба. Конусність і профіль різьб у муфтах такі ж, як і на трубах.

Труби з потовщеними кінцями з’єднують між собою без муфт. Для цього зовнішню поверхню нормального і внутрішню поверхню потовщеного кінця обробляють на конус і на конічних поверхнях нарізають різьби спеціального профілю з конісністю 1:16. труби з’єднують згвинчуванням труба в трубу.

Стандартом передбачено випуск п’яти різновидностей з’єднань обсадних труб:

1.      з короткою трикутною різьбою;

2.      з подовженою трикутною різьбою;

.        з трапецієподібною різьбою (ОТТМ);

.        високо герметичні з трапецієподібною різьбою (ОТТГ);

.        високо герметичні безмуфтові з’єднання з трапецевидною різьбою (ТБО).

.3 Підготовчі роботи до спуску обсадної колони

Спуску обсадної колони повинна передувати ретельна перевірка і підготовка як всіх її елементів, так і бурового обладнання механізмів та інструментів, які будуть використовуватись при спуску.

Підготовка колони. Підготовка і перевірка обсадної колони здійснюється перш за все на трубній базі. Візуально оглядають всі труби, призначені для спуску в дану свердловину, і відбраковують ті з них, в яких виявлені явні дефекти (тріщини, вм’ятини, кривизна, пошкодження різьби тощо). Після огляду труби піддаються інструментальному контролю з допомогою дефектоскопічних установок, з допомогою калібрів перевіряють конусність і крок різьби, підбирають муфти до труб за величиною натягу. Муфти і труби, овальність яких перевищує допуски стандарту відбраковують.

Труби при огляді і контролі яких не виявлено дефектів, опресовеють водою. Труби опресовують на спеціальному стенді. Трубу та її з’єднання вважають герметичними, якщо протягом 30с тиск не зміниться.

Відібрані труби завозять на бурову. Загальна довжина труб повинна на 5% перевищувати довжину обсадної колони. Разом з трубами завозять елементи технологічної оснастки обсадної колони: центрувальні ліхтарі, скребки, башмак, направляючу пробку, башмачний патрубок, зворотний клапан, упорне кільце, муфти для ступінчастого цементування, пакери, промивальну головку тощо.

Підготовка ствола свердловини. До початку спуску колони у свердловину повинні бути завершені всі дослідження і вимірні роботи (каротажі, відбір проб боковим грунтоносієм, кавернометрія, інклінометрія, випробування перспективних об’єктів і т.д.).

Після одержання нової каверно грами виявляють ділянки звужень ствола свердловини і уточнюють місце встановлення на колоні цементувальних ліхтарів і скребків. За інклінограмою виясняють ділянки різних змін зенітного і азимутального кутів. Ділянки звужень виступів і перегинів ствола свердловини ретельно проробляють новими долотами і розширюють до нормального діаметра. Проробляти ствол рекомендується долотами із швидкістю 35-40 м/год, а ділянки найнебезпечніших звужень і перегинів - зі швидкістю 20-25 м/год.

Після пророблення і промивання глибокої свердловини часто проводять її шаблонування. Для цього у свердловину на бурильній колоні спускають компонування з 3-4 обсадних труб і переконуються у тому, що воно доходить до вибою без посадок. Після закінчення шаблонування свердловину промивають з метою повного видалення шламу. Під час промивання бажано підтримувати турбулентний режим руху рідини в кільцевому просторі. Якщо при промиванні із свердловини виходить газований розчин, доцільно робити перерву на 10-15 хвилин. Тривалість кожного періоду промивання - 1-2 цикли циркуляції.

Для пророблення і промивання свердловини необхідно використовувати промивальну рідину з мінімальною фільтрацією, низькими значеннями статичного і динамічного напружень зсуву і як можна меншою в’язкістю. Для зменшення липкості фільтраційної кірки в промивальну рідину на водній основі вводять мастильні домішки.

При підйомі бурильної колони після пророблення або шаблонування заміряють її довжину і, таким чином, уточнюють довжину свердловини.

Підготовка бурового обладнання. При спуску обсадної колони часто суттєво зростає навантаження на бурове обладнання. Тому до початку спуску необхідно ретельно перевірити справність всього обладнання, надійність його кріплення, співвісність вишки, стола ротора і устя свердловини. На бурову повинен бути завезений справний інструмент для спуску обсадних труб (елеватори, ключі, хомути і т. д.). Для полегшення і прискорення центрування і згвинчування обсадних труб у вишці на висоті 8-10 м від підлоги підвішують спеціальну пересувну люльку. Навколо стола ротора на рівні його верхньої площини роблять дерев’яний настил.

Якщо вага обсадної колони значно більша від ваги бурильної колони, при необхідності ускладнюють оснастку талевої системи, а зношений талевий канат замінюють новим.

На буровій необхідно мати також перевідник для швидкого під’єднання ведучої труби до обсадної колони для проміжних промивань свердловини (або спеціальну промивальну головку).

.4 Способи цементування

Цементуванням називають процес заповнення заданого інтервалу свердловини суспензією в’яжучих матеріалів, здатної загустати у стані спокою і перетворюватися в тверде, практично не проникне тіло.

При будівництві свердловини цементування проводять з такою метою :

·        ізоляції проникних горизонтів один від одного після первинного розкриття і попередження перетоків пластових флюїдів по заколонному простору;

·        утримання у підвішеному стані обсадної колони;

·        захисту обсадної колони від дії агресивних пластових флюїдів,здатних кородувати її зовнішню поверхню;

·        створення розмежувальних екранів, які перешкоджають обводненню свердловини;

·        створення високоміцних мостів у свердловині, здатних сприймати великі осьові навантаження ;

·        ізоляції поглинальних горизонтів;

·        закріплення стінок свердловини в породах, що осипаються;

·        зменшення передачі тепла від потоку, що рухається колоною труб у свердловині до навколишніх порід;

·        герметизації устя у випадку ліквідації свердловини.

Способи цементуванні поділяють на три групи:

·        первинне цементування;

·        вторинне(ремонтно-виправне) цементування;\

·        Установка розділювальних цементних мостів.

Одноступінчасте цементування

Це найпоширеніший спосіб первинного цементування. Після закінчення промивання свердловини на верхній кінець обсадної колони встановлюють спец. цементувальну головку, бокові відводи якої з допомогою трубопроводів з’єднують з цементувальними насосами. Всередину колони через нижній боковий відвід при закритих кранах закачують порцію буферної рідини. Потім відкривають кран, відгвинчують стопор у цементувальній головці, і цементувальними насосами через бокові відводи закачують необхідний об’єм тампонажного розчину. Тампонажний розчин проштовхує розділювальну пробку вниз по колоні. Нижня пробка, дійшовши до зворотнього клапана зупиняється. Так як закачування рідини в колону продовжують, мембрана в нижній пробці під впливом надлишкового тиску в колоні над нею зруйнується, і тампонажний розчин, через прохідний канал, що відкрився в пробці, і отвори в башмачному патрубку і направляючій пробці поступає в кільцевий простір свердловини.    

Для попередження виникнення вакууму в цементувальній головці доцільно кільцевий простір герметизувати превентором і підтримувати в ньому достатній протитиск.

Як тільки верхня пробка сяде на нижню і перекриє отвір в останній, тиск в колоні різко зростає. Це служить сигналом для припинення закачуванні притискувальної рідини. Всі крани на цементувальній головці закривають, а свердловину залишають у стані спокою до затвердіння цементного розчину (ОЗЦ).

Двохступінчасте цементування

Двоступінчате цементування застосовують, коли з геолого-техническим причин цементний розчин не може бути піднятий на необхідну висоту в один ступінь. Доцільно його використати в наступних випадках: 1) за наявності зон поглинання в пластах, що пролягають нижче;

) за наявності температур, що різко розрізняються, в зоні підйому цементного розчину, що викликають швидке його схоплювання в нижній частині;

) якщо на бурову не можна одночасно викликати велику кількість це ментировочных агрегатів;

) при поглинанні цементного розчину. Применение двоступінчатого способу цементування може сприяти економії цементу.

При двох- (іноді трьох-) ступінчастому цементуванні колону цементують в дві стадії - спочатку цементують нижню частину колони, потім - верхню частину.

Мал. 14.4. Схема двоступінчатого цементування:

а - положення до відкриття отворів в цементировочной муфті: б - положення при відкритті отворів в цементировочной муфті; 1 - верхнє сідло; 2 - верхній циліндр; 3 - отвори для виходу цементного розчину; 4 - нижнє сідло; 5 - нижній циліндр; 6 - муфта для двоступінчатого цементування; 7 - обсадна колона; 8 - зворотний клапан; 9 - направляючий черевик

Розглянемо детальніше спосіб двоступінчатого цементування (мал. 14.4). На вибраній глибині на обсадну колону при її спуску встановлюють спеціальну муфту, що має отвори. При цементуванні нижньої частини обсадної колони вони закриті. Після промивання свердловини в колону поміщають нижню цементировочную (розділову) пробку; при цементуванні з однією пробкою нижню цементировочную пробку не застосовують. Потім закачують цементний розчин, після чого скидають другу цементировочную (розділову) пробку.

Продавочной рідиною, узятою в кількості, приблизно рівній об'єму нижньої частини обсадної колоны, продавлюють цементний розчин. Потім в колону поміщають третю цементировочную (розділову) пробку, діаметром більше двох перших.

Коли верхня цементировочная (розділова) пробка сідає на першу, третя пробка підходить до цементировочной муфти і зрушує ніпель, відкриваючи отвори. Третя пробка залишається на муфті, а продавочная рідина отримує вихід через отвори спеціальної муфти. Після промивання того, що піднявся вище за отвори спеціальної муфти цементного розчину впродовж деякого часу (з урахуванням затвердіння цементного розчину за нижньою секцією колони) закачують нову порцію цементного розчину, яка виходить з отворів і піднімається вище за муфту в затрубному просторі.

За цементним розчином скидають четверту пробку, яка є одночасно замочною і розділовою. Після витискування усього цементного розчину через отвори четверта пробка підходить до муфти і зрушує ніпель, закриваючи отвори. Процес цементування вважається закінченим.

Описаний двоступінчатий спосіб цементування часто застосовують з деякими змінами, використовуючи перші дві пробки або одну з них.

Успіх проведення процесу при двоступінчатому способі цементування визначається в основному якісністю і надійністю муфти в роботі.

.5 Обладнання для цементування

Для цементування свердловин використовують цементувальні агрегати та цементозмішувальні машини.

А для контролю процесу цементування - станції контролю цементування (СКЦ) та блок маніфольду.

Цементнозміішувальна машина призначена для механізованого приготування цементного розчину. Все обладнання машини змонтовано на шасі потужного вантажного автомобіля і складається з бункера, що завантажується цементом із приймальної ємності з похило розміщеного завантажувального шнека та змішувального пристрою струминного типу. Привід завантажувального шнека здійснюється з допомогою системи ланцюгових і зубчастих передач від шестерні коробки швидкостей автомобіля.

У бункері є 2 горизонтальні (розвантажувальні) шнеки, що приводяться в дію з допомогою карданних передач. Потоки цементу з 2 шнеків направляються вертикальним лопатевим шнеком у приймальну заглибину (лійку), а звідти надходять у змішувач.

У змішувач через компенсатор під тиском подається вода. Цемент при цьому відсмоктується з лійки і перемішується з водою. Змішувач має обвідну трубу, через яку можна додавати воду безпосередньо у викидну лінію для регулювання цементного розчину.

Цементувальний агрегат, обладнання якого змонтоване на шасі потужного вантажного автомобіля, складається з вертикального триплужерного водяного насоса (модель ІВ), поршневого насоса (модель9Т), двох мірних ємностей та системи обв’язки.

Водяний насос призначений для подачі води у змішувач і приводиться у дію від автономного двигуна.

Поршневий насос призначений для подачі цементного розчину і протискувальної рідини в обсадну колону. Він приводиться в дію від двигуна автомобіля. Насос має змінні втулки декількох діаметрів. З метою безпеки роботи гідравлічна частина насоса захищена кожухом.

Мірні ємності агрегата призначені для заміру об’єму притискувальної рідини, що закачується у свердловину.

Приготовлений цементний розчин зливається в бачок, з якого насос агрегата подає розчин по гнучкому металевому трубопроводу в цементувальну головку.

Спеціальна самохідна станція - лабораторія (СКЦ-2М, змонтована в утепленому кузові автомобіля, призначена для оперативного управління і автоматичного контролю на усті свердловини основних технологічних параметрів: витрати, сумарного об’єму закачуваної в колону рідини, тиску в нагнітальному трубопроводі, густини цементного розчину.

У комплект станції входить самохідна лабораторія, блок маніфольдів, на якому розміщені датчики витрати прокачуваної рідини, тиску, густо мір, розподілювач для підключення нагнітальних ліній цементувальних насосів і розподільна коробка, до якої приєднані броньованими кабелями усі датчики; комплект виносних блоків датчиків і вузлів зв’язку, що встановлюються на цементувальних агрегатах, змішувальних машинах у насосному сараї і поблизу цементувальної головки.

У самохідній лабораторії встановлені вторинні реєстраційні і контрольно-вимірювальні прилади-показчики, вузол телефонного зв’язку , а також допоміжна апаратура.

8.6 Тампонажні матеріали

Тампонажні матеріали. Це такі матеріали, які при зачинені водою утворюють суспензії, здатні потім перетворитися на твердий непроникний камінь.

Залежно від виду терпкого матеріалу Тампонажні матеріали діляться на: 1) тампонажний цемент на основі портландцементу; 2) тампонажний цемент на основі доменних шлаків; 3) тампонажний цемент на основі вапняно-піщаних сумішей; 4) інші тампонажні цементи.

При цементуванні свердловин застосовують тільки два перші види - тампонажні цементи на основі портландцементу і доменних шлаків.

До цементних розчинів пред'являють наступні основні вимоги:

рухливість розчину має бути такою, щоб його можна було закачувати у свердловину насосами, і вона повинна зберігатися від моменту приготування розчину (зачиннення) до закінчення процесу продавлювання;

структуроутворення розчину, т. е. загустівання і схоплювання після продавлювання його за обсадну колону, повинно проходити швидко;

цементний розчин на стадіях загустівання і схоплювання і камінь, що сформувався, мають бути непроникні для води, нафти і газу;

цементний камінь, що утворюється з цементного розчину, має бути корозійним і температуростійким а його контакти з колоною і стінками свердловини не повинні порушуватися під дією навантажень і перепадів тиску, що виникають в обсадній колоні при різних технологічних операціях.

Залежно від добавок тампонажні цементи і їх розчини підрозділяють на піщані, волокнисті, гельцементи, пуццоланові, сульфатостійкі, такі, що розширюються, полегшені з низьким показником фільтрації, водоемульсивні, нафто-цементні та ін.

Нині номенклатура тампонажних цементів на основі портландцементів і шлаку містить:

) тампонажні портландцементи для "холодних" і "гарячих" свердловин ("холодний" цемент - для свердловин з температурою до 500С, "гарячий", - для температур до 1000С, щільність розчину 1,88 г/см³);

) полегшені цементи для отримання розчинів щільністю 1,4-1,6 г/см³ на базі тампонажних портландцементів, а також на основі шлакопісчаної суміші (до температур 90-1400С), в якості полегшуючих добавок використовують глино-порошки або мелені пемзу, трепел, опоку та ін.;

) цементи, що обважнюють, для отримання розчинів щільністю не менше 2,15 г/см³ на базі тампонажних портландцементів для температур, що відповідають "холодним" і "гарячим" цементам, а також шлакопісчаній суміші для температур 90-1400С (в якості добавок, що обважнюють, використовують магнетит, барит та ін.);

) термостійкі шлакопіщані цементи для свердловин з температурою 90-140 і 140-1800С;

) низькогігроскопічні тампонажні цементи, призначені для тривалого зберігання.

Регулюють властивості цементних розчинів зміною водоцементного відношення (У: Ц), а також додаванням різних хімічних реагентів, прискорюючих або уповільнюючих терміни схоплювання і тверднення, знижуючу в'язкість і показник фільтрації.

У практиці буріння у більшості випадків застосовують цементний розчин з В:Ц=0,4-0,5. Нижня межа В:Ц обмежується плинністю цементного розчину, верхня межа - зниженням міцності цементного каменю і подовженням терміну схоплювання.

До прискорювачів відносяться хлористі кальцій, калій і натрій; рідке скло (силікати натрію і калію); кальцинована сода; хлористий алюміній. Ці реагенти забезпечують схоплювання цементного розчину при негативних температурах і прискорюють схоплювання при низьких температурах (до 40°С).

Уповільнюють схоплювання цементного розчину також хімічні реагенти, такі як гідролізований поліакрилонітрил, карбоксиметилцелюлоза, поліакриламід, сульфит-спиртова барда, конденсована сульфит-спиртова барда, нитролигнін. Перераховані реагенти чинять комбіновану дію. Усі вони знижують фільтрацію і одночасно можуть збільшувати або зменшувати рухливість цементного розчину.

Для приготування цементного розчину хімічні реагенти розчиняють заздалегідь в рідині (вода). Температуростійкість добавки, що обважнюють, полегшуючі і такі, що підвищують, змішують з терпкою речовиною в процесі виробництва (спеціальні цементи) або перед застосуванням в умовах бурового підприємства (сухі цементні суміші).

9. СПО

Буріння припиняється, зупиняються насоси і уся колона бурильних труб витягається по частинах зі свердловини. Ці операції носять назву спуско-подйомних. Для їх виконання призначені особливі пристрої і механізми, в першу чергу лебідка і потужний поліспастний пристрій - талева система. Вона складається з комбінації талевих блоків, кронблока на верху бурової вишки і металевих тросів. Талева система розрахована на підйом колони масою в декілька сотень тонн.

Відпрацьоване долото замінюється на нове і уся колона бурильних труб спускається у свердловину в зворотному порядку. Спуско-підйомні операції з бурильними трубами - процес тривалий і трудомісткий, оскільки кожну бурильну трубу або свічку доводиться сполучати різьбовими пристроями - замками.

Інженерна думка давно шукала рішення, яке позбавило б бурильників від непродуктивної праці. Останніми роками одним з варіантів такого рішення стало так зване шланго-кабельне буріння. Замість бурильних грубий тут застосовують порожнистий шланг зі вбудованим електричним кабелем. На кінці міцного, але досить гнучкого шланга встановлюється електробур. Для зміни долота шланго-кабель намотується на барабан подібно до того, як це робиться в пожежному автомобілі. Час на спуско-підйомні операції значно скорочується.

При бурінні нафтових і газових свердловин бувають аварійні викиди нафти і газу, що знаходяться в гірських породах під великим тиском пласта. Правильне дотримання необхідних технологічних прийомів (достатня щільність промивальної рідини, контроль за рівнем останньої у свердловині вона завжди має бути заповнена рідиною та ін.) повністю запобігає аварійним ситуаціям.

Для ще більшої надійності на гирлі свердловини, а іноді і в самій свердловині, в колоні бурильних труб встановлюються спеціальні проти викидні пристрої. Вони перекривають ствол свердловини і називаються превенторами.

10. Випробування свердловини на продуктивність

Після завершення бурових робіт свердловину готують до проведення виклику припливу пластового флюїду і випробування. Для цього на верхній кінець експлуатаційної колони встановлюють фонтанну арматуру, а на території біля свердловини розміщують і обв’язують з цією арматурою ємності для збору і зберігання рідин, сепаратори, факельні пристрої, мірники, апаратуру для заміру дебітів рідкої і газоподібної фаз, тиску, температури, для відбору проб рідини, що виходить із свердловини.

Фонтанна арматура скл. з 2 основних частин: трубної головки і фонтанної ялинки. Трубна головка призначена для під вішення НКТ, а фонтанна ялинка - для відводу видобутого із свердловини флюїду.

Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не менше величини найбільшого очікуваного тиску на усті свердловини. До встановлення на свердловині арматуру опресовують пробним тиском вказаним у паспорті. Після монтажу арматури на усті перевіряють опресуванням герметичність трубної головки і фонтанної головки. Для початку робіт по випробуванню свердловини необхідно ретельно очистити всі ємності, промити і заповнити тими рідинами які будуть необхідні для вторинного розкриття продуктивного пласта, а також промивальною рідиною з густиною, достатньою для глушіння нафтогазопроявів. Об’єм промивальної рідини повинен бути не менший двох об’ємів експлуатаційної колони.

Для гідродинамічного зв’язку експлуатаційної колони з продуктивним пластом необхідно пробити достатню кількість отворів через обсадну колону, тампонажний камінь і кольматаційний шар. Операцію по створенню таких отворів називають вторинним розкриттям продуктивного пласта. Вторинне розкриття здійснюють з допомогою спеціальних апаратів, які називаються перфораторами. Застосовують такі види перфорації:

·      Кульова;

·        Торпедна;

·        Кумулятивна; гідропіскоструменева.

Кульовий перфоратор являє собою багатозарядний стріляючий пристрій, який спускають у свердловину на каротажному кабелі. Кульові перфоратори бувають роздільної та залпової дії.

Торпедні перфоратори відрізняються від кульових тим, що вони стріляють снарядами, які розриваються в пласті. Торпедування, як метод розкриття пласта, застосовується рідко, враховуючи те, що торпедування майже завжди веде до руйнування обсадної колони і цементної оболонки.

Кумулятивна перфорація є ефективнішою. Кумулятивні перфоратори відрізняються застосуванням спеціально сформованих зарядів вибухової речовини. Висока пробивна здатність кумулятивних перфораторів забезпечується високою швидкістю струмини (8-10 тис. м/с) яка при зустрічі з перешкодою розвиває тиск до 30тис.МПа і пропалює в ній отвір. Кумулятивні перфоратори поділяються на корпусні і без корпусні. При кумулятивній перфорації в пласті пробиваються глибші канали, ніж при кульовій. Основною вадою кумулятивної перфорації є спікання породи на стінках перфорованих отворів, що зменшує їх проникність.

Всі стріляючі перфоратори поділяються на три групи: перфоратори, що спускаються в колону при відсутності в ній НКТ; перфоратори, що спускаються через колону НКТ; перфоратори, що спускаються на колоні НКТ.

Перед перфорацією свердловину ретельно промивають і заповнюють промивальною рідиною, яка повинна задовільнити вимоги розкриття пласта. Устя свердловини повинно бути герметизовано спеціальною засувкою високого тиску. Над устям при підготовці перфорації встановлюють спеціальний лубрикатор, яки дозволяє проводити багаторазові спуски перфоратора в обсадну колону під тиском.

Способи освоєння свердловини. Під освоєнням розуміють комплекс робіт пов’язаний з викликом припливу рідини з продуктивного пласта, очищенням приствольної зони від забруднення і забезпеченням умов для одержання вищої продуктивності свердловини.

Існує декілька способів виклику припливу із пласта:

1.      заміна важкої рідини на легшу.

Якщо заміною важкої промив очної рідини на воду або дегазовану нафту не вдається одержати стійкий приплив із пласта, то застосовують методи стимулюючої дії на пласт або інші способи збільшення депресії. Одним з таких методів є заміна води або нафти газорідинною сумішшю.

Якщо незважаючи на створення великої депресії, дебіт свердловини все ж таки залишається низьким або відсутній, то застосовують різні способи стимуляції на пласт. Існує багато різних методів:

· метод хімічної дії на пласт;

·        метод гідромеханічної дії на пласт;

·        мето теплової дії на пласт;

·        метод комбінованої дії на пласт.

Найпоширенішими методами хімічної дії на пласт є:

а) солянокислотна обробка пласта;

б) обробка пласта плавиковою кислотою;

в) обробка пласта розчинами ПАР;

г) обробка пласта з використанням суміші перелічених вище речовин.

До мептодів гідромеханічної дії на пласт належать:

а) вплив на пласт різних коливань тиску;

б) гідророзрив пласта;

в) дренування пласта зрідженими газами.

До метода теплової дії на пласт належать прогрівання привибійної зони введенням різних термічних агентів (нагріта нафта, вода, пара, нагріті гази).

До методів комбінованої дії на пласт належать:

а) гідро кислотний розрив пласта;

б) термохімічні і термокислотні обробки пласта;

в) термохімічна дія на пласт

Дослідження свердловин. Дослідження свердловин проводять з метою одержання повної інформації необхідної для оцінки властивостей продуктивного об’єкта, підрахунку запасу нафти і газу у ньому, визначення продуктивності, вибору способу і оптимального режиму його експлуатації, дебіту, вибійних і пластових тисків і температури, властивостей пластового флюїду, а також режиму розробки родовища вцілому.

11. Техніка безпеки

Техніка безпеки при бурінні свердловин

Аналізи нещасних випадків у бурінні свідчить про те, що велика частина їх відбувається внаслідок застосування неправильних прийомів праці.

При веденні робіт нерідко порушують діючі правила по техніці безпеки. Це обумовлено або незадовільним інструктажем, або не правильній організації праці, або недостатнім технічним наглядом з боку інженерно-технічних працівників.

Значне число нещасних випадків пов'язане з тим, що при веденні робіт застосовується несправний інструмент і устаткування, не використовуються захисні засоби, недостатньо використовуються пристосування по техніці безпеки і малої механізації, що полегшують працю і запобігаючі небезпеки, що виникають під час виконання робіт.

Для того, щоб максимально понизити травматизм, потрібні висока кваліфікація робітників, знання або технологічних особливостей буріння свердловин, призначення, конструкція і правил експлуатації устаткування і механізмів, правильних і безпечних прийомів виконання робіт, а також високий рівень технічного нагляду з боку керівників робіт.

Поліпшення організації праці, механізація важких і трудомістких робіт, раціоналізація технологічних процесів, впровадження нових, досконаліших видів устаткування, механізмів і інструменту - основні напрями по підвищенню продуктивності праці і створення здорової і безпечної виробничої обстановки на бурових підприємствах.

За останні роки досягнуті значні успіхи в області створення безпечних умов праці у бурінні внаслідок впровадження нової техніки, пневматичних систем управління, розробки і оснащення виробництв контрольно-вимірювальної, реєструючої, обмежувальної і іншою апаратурою багатьох видів.

Подальше впровадження нових видів устаткування, автоматизація і механізація технологічних процесів буріння зіграють чималу роль у справі зниження травматизму.

При бурінні нафтових і газових свердловин значне число нещасних випадків відбувається в процесі експлуатації устаткування.

Правильний монтаж, своєчасний огляд устаткування і відхід за ним створюють умови для подальшої безпечної роботи. Тому перед введенням в експлуатацію знову змонтованої бурової установки необхідно перевірити укомплектованість її пристосуваннями і пристроями по техніці безпеки, елементами малої механізації, КІП і запасними місткостями.

Безпека роботи буде забезпечена, якщо бурове устаткування і інструмент відповідатимуть нормам і правилам техніки безпеки.

.1 Види інструктажів

Навчання робітників складається із наступних етапів:

·        ввідний інструктаж ( при прийнятті на роботу);

·        цільовий інструктаж ( навчання по охороні праці на спеціальних курсах або на підприємстві);

·        інструктаж на робочому місці;

·        повторний інструктаж;

·        перевірка знань та допуск до самостійної роботи;

·        разовий інструктаж при здачі вахти.

При ввідному інструктажі поступаю чого на роботу знайомлять з правилами внутрішнього трудового розпорядку, специфічними особливостями даного підприємства, основними вимогами підприємницької санітарії, техніки безпеки та протипожежної охорони на об’єкті. Цей інструктаж проводять робітники служби охорони праці.

Цільовий інструктаж по охороні праці зобов’язані проходити всі робітники в учбово-курсовому комбінаті або індивідуальним методом у досвідченого робітника. Цей інструктаж може проводити безпосередньо керівник на робочому місці. Після ввідного та цільового інструктажів, а також інструктажу на робочому місці, пред допуском робітника до самостійної роботи у нього перевіряють знання по охороні праці комісія, яка призначається для кожного структурного підрозділу наказом по підприємству. Секретарем комісії призначають технічного керівника по техніці безпеки. Комісія дає заключення про можливість допуску робітника до самостійної роботи.

Повторний інструктаж може проводитися по розпорядженню керівника підприємства в випадку недостатніх знань робітниками інструкції по охороні праці або їх грубих порушеннях.

Разовий інструктаж при здачі вахти проводиться якщо на робочому місці виникли незначні технологічні зміни то при зміні вахти робітники проходять цей інструктаж. Він проводиться також перед тим, коли робітникам ставлять завдання зв’язане з виконанням небезпечних робіт.

.2 Джерела небезпеки для персоналу в процесі буріння свердловин

Всі джерела підвищеної небезпеки можна поділити на декілька груп. До однієї з них слід віднести роботи, пов’язані з переміщенням вантажів. Вишка, в якій встановлюють на підсвічник свічки бурильних труб, має велику парусність. При сильному вітрі воно може перекинутись, якщо недостатньо міцно або не правильно закріплена.

Другу групу складають небезпеки, які створює експлуатація механізмів з масами, що обертаються (ротор, лебідка, насоси та інше), особливо коли ці механізми не огороджені згідно з інструкцією.

До третьої групи належать небезпеки, пов’язані з руйнування тих вузлів обладнання, які працюють під тиском або в умовах вібрації. Сюди належать небезпеки від виникнення заколонних тисків, ГНВП та грифонів.

До четвертої групи небезпеки належать використання таких тонкодесперсійних матеріалів, як цемент, глинопорошки і хімічні реагенти. Більшість хімічних реагентів у тій чи іншій мірі токсичні. Небезпеку викликають і такі речовини, як сірководень, вуглекислий газ, газоподібні вуглеводні, що попадають в атмосферу з вибуреної породи та промивальної рідини. Ще одна група небезпек виникає при проявах нафти і газу. Це горючі речовини і при певній концентрації газу у повітрі можуть виникати сильні вибухи та пожежі. Тривале вдихання газоподібних вуглеводнів або викидних газів двигунів може стати причиною важкого отруєння.

Джерелами підвищеної небезпеки можуть бути електродвигуни, трансформаторні підстанції та інші електричні установки, особливо коли вони не заземлені або не справні.

Небезпеку на буровій спричиняють і такі фактори, як забрудненість підлоги, розлив мастил і нафтопродуктів, недостатнє освітлення і т. д. підвищенню травматизму сприяє поява на буровій людей у нетверезому стані, низька трудова дисципліна. Слабкі знання та порушення правил безпеки протипожежної техніки.

.3 Основні заходи з техніки безпеки, протипожежні заходи

При бурінні нафтових і газових свердловин небезпека виникнення пожежі пов'язана з можливістю відкритого газонафтового фонтану із-за порушення технології буріння, несправності ППО або несвоєчасного використання його для попередження викидів і відкритих фонтанів.

Пожежі на бурових установках можуть виникати також у зв'язку із застосуванням нафти, дизельного палива і інших горючих матеріалів, внаслідок порушення правил зберігання і використання цих матеріалів або правил монтажу і експлуатації устаткування.

Для забезпечення пожежної безпеки майданчика, призначеного для монтажу бурової установки, звільняється від наземних і підземних трубопроводів і кабелів, очищається від лісу, кущів, трави в радіусі не менше 50 м.

Навколо вишки і інших наземних споруді влаштовуються майданчики шириною 10-12 м. Конструкції привишкового сарая, що згорають, обробляються вогнезахисним складом.

Паливна місткість для двигунів внутрішнього згорання розташовується не ближче 20 м від приміщення, в якому вони встановлені. Вихлопні труби двигунів обладналися іскрогасниками, а вихлопні гази відводяться на відстань не менше 15 м від гирла свердловини, 5 м від стіни машинного сарая і 1,5 м вище за коника даху.

У місцях проходу вихлопної труби через стіни, полу і дах приміщення між трубою і конструкціями, що згорають, залишається проміжок не менше 15 см, а труби обертаються азбестом.

При використанні нафтових ванн повинні дотримуватися заходи, що унеможливлюють викид і розлив нафти. Зокрема, нафта закачується у свердловину по шлангах, виготовлених із спеціального каучуку, або по металевих шлангах зі швидкознімними з'єднаннями, а продавлюється розчином, що обважнює.

Труби, по яких нафта наливається в ємності і перекачується у свердловину, надійно заземляються. Пролита нафта змивається струменем води, забруднені місця засипаються піском або землею, приміщення силового приводу дизелів або електродвигунів ретельно провітрюються.

При бурінні свердловин із застосуванням промивальних розчинів на вуглеводневій основі система жолоба і приймальні місткості закриваються з метою запобігання випару легких вуглеводневих фракцій. Біля під'їзних шляхів до бурової і навколо неї встановлюються щити з написами про необхідність суворого дотримання правил техніки безпеки.

Дизельне паливо і нафтопродукти для приготування розчину зберігаються не ближче 40м від бурової установки. На таку ж відстань віддаляється промивальний розчин на вуглеводневій основі, приймаються заходи по попередженню утворенні іскр і інших джерел займання. В процесі буріння систематично вимірюють температуру розчину, що виходить зі свердловини.

При бурінні свердловини з можливими газопроявами проводять безперервний аналіз повітря на робочому майданчику за допомогою газоаналізатора. У разі присутності газу у кількості 20% від нижньої межі займання вживають заходи до виявлення і усунення місць витоків.

На свердловині, що буриться, повинні знаходитися такі засоби гасіння :

. Вогнегасник пінні ОХП-10 8 шт.

. Ящики з піском 5 шт.

. Лопати 5 шт.

. Ломи 2 шт.

. Багри 2 шт.

. Сокири 2 шт.

. Пожежні відра 4 шт.

На буровій установці має бути передбачена можливість гасіння пожежі з огорожею води від водопроводу.

.4 Виробнича санітарія

За правилами виробничої санітарії на буровій мають бути в наявності:

. Культбудка.

. Аптечка.

. Бачок з питною водою.

. Титан для кип'ячення води.

. Шафи сушарні для спецодягу.

. Душова.

Робочі місця мають бути освітлені відповідно до норм електричного освітлення.

Виробнича санітарія служить для практичного використання наукових положень гігієни праці і займається вивченням питань санітарного пристрою, експлуатації і змісту підприємства; розробкою вимог, що забезпечують нормальні умови праці на робочих місцях, у виробничих приміщеннях і на території підприємства.

Виробнича санітарія спрямована на усунення чинників, що несприятливо впливають на здоров'я трудящих і створення нормальних умов роботи на виробництві.

.5 Охорона довкілля

Для будівництва свердловин тимчасово відчужують значні земельні ділянки. Після завершення робіт більша частина цієї землі повинна бути повернена власнику в рекультивованому вигляді. Тому до початку робіт необхідно зняти родючий шар і закагатувати його на окремій площадці, а після завершення бурових робіт знятий грунт використати для відновлення родючості поверненої ділянки.

Основними джерелами забруднення навколишнього середовища при бурінні є:промивальна рідина і реагенти, частинки гірських порід, пластові рідини, деякі види буферних рідин, залишки тампонажних розчинів.

Звести до мінімуму забруднення навколишнього середовища при бурінні можна тільки комплексним вирішенням задачі. Для цього зберігати промивочні рідини, реагенти, нафту і нафтопродукти необхідно в металевих або бетонних ємностях. Для збору і тимчасового зберігання всієї вибуреної породи, пластових і бурових стічних вод, а також нафти, що виливається із свердловини при її освоєнні, нафтогазових викидах і відкритих фонтанах, використовують земляні комори з достатньо високим і надійним обвалуванням, яке не може бути зруйноване зливними водами. Дно і стінки земляних комор повинні мати добру гідроізоляцію, щоб рідини і хім. реагенти, що зберігаються в ній, немогли проникнути в горизонти грунтових вод і в природні водоймища. Навколо бурової установки повинні бути споруджені канави для видалення бурових стічних вод і пролитої промивочної рідини в збірну комору.

У процесі бурових робіт утворюється велика кількість стічних вод. Доцільно організувати її очистку і повторне використання.

Горючі гази, що виділяються при дегазації промив очної рідини або виходять із свердловини при ї освоєнні, дослідженні і фонтануванні, спалюють у спеціальному факелі. Факели встановлюють не ближче 100 м від свердловини. Якщо в складі газів вміщується сірководень, то простого спалювання недостатньо, через те що при згоранні сірководню утворюються важчі, ніж повітря, оксиди сірки, які скупчуються в низьких ділянках рельєфу місцевості і утворюють з вологою дуже отруйну сірчану кислоту. Тому сірководень та інші токсичні компоненти пластових рідин необхідно нейтралізувати ще в свердловині або очисній системі.

Після закінчення буріння свердловини територію, що підлягає рекультивації, необхідно звільнити від залишків промивальної рідини і шламу гірських порід. Існують різні шляхи вирішення цієї проблеми:

· транспортування промивальної рідини на інші бурові для використання;

·        закачування промивальної рідини і шламу в зони катастрофічного поглинання у сусідніх свердловинах, що буряться, якщо ці зони не містять прісних лікувальних вод та не сполучаються з горизонтами таких вод і атмосферою;

·        збір шламу і рідини, що залишилась, у спеціальні шламосховища;

·        отвердіння промивальної рідини на водній основі домішками мінеральних в’яжучих і полімерних матеріалів з наступним використанням її як будівельного матеріалу або іншими домішками для використання її як добрива;

·        обезводнення відходів підсушуванням їх у земляних коморах з подальшим засипанням родючою землею.

Промислові рідини на вуглеводневій основі слід зберігати в закритих металевих ємностях в спеціальних складах, а вибурену з використанням такої рідини породу збирати в металеві ємності і перед похованням промивати у водному розчину ПАР з метою видалення адсорбованих нафтопродуктів або піддавати термічній обробці.

Використана література

1. Я.С. Коцкулич, Я.М. Кочкодан "Буріння нафтових і газових свердловин"

. Ю.В. Вадецкий "Бурение нефтяных и газовых скважин"

. П.В. Куцын "Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности"