Оборудование и инструмент для бурения скважин
При бурении вращательным способом,
как и сверлении отве стия в любом материале, необходимо, чтобы разрушающему и струменту
(долоту, коронке, сверлу и т. п.) передавалось, во-пеп вых, вращательное
движение, во-вторых, нагрузка, обеспечива ющая достаточный
нажим на разрушаемый материал, а также бцщ созданы условия для
удаления разрушенных частиц вещества (породы). Исходя из этого применяют
оборудование для бурения скважин, состоящее из ротора, вертлюга с буровым
шлангом, буровых насосов и силового привода. В случае если долота
приводятся во вращение
не с поверхности земли, а непосредственно на забое кроме перечисленного оборудования используют гидравлические забойные двигатели или электробуры.
Роторы применяют для передачи вращения
колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при
спускоподъёмных операциях и вспомогательных работах.
Ротор — это редуктор передающий вращение вертикально
подвешенной колоне от горизонтального вала трансмиссии (табл. 2.10).
Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки возникающие
в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость
станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на
шпонке, может цепное колесо или полумуфта карданного вала. Стол ротора 1 подшипниках
качения. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной
колонны от действия неактивного момента ротор застопоривают защелкой или
стопорным механизмом.
При передаче вращения ротору от двигателя
через лебедку скорость вращения ротора изменяют при помощи передаточных
механизмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не связывать работу
лебедки с работой ротора, в ряде случаев при роторном бурении
применяют индивидуальный, т. е. не связанный с лебедкой, привод к ротору.
Вертлюг применяют для соединения
талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает, во-первых,
вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и, во-вторых, подачу через
нее промывочной жидкости (табл. 2.11).
Все вертлюги имеют принципиально общую
конструкцию. Вертлюг состоит из двух узлов — системы вращающихся и
невращающихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному
крюку, а к вращающейся части вертлюга подвешивают бурильную
колонну.
Для соединения с бурильным инструментом на
нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой.
Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу
и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи
гибкого резинового шланга (рукава).
Буровой шланг состоит из внутреннего
резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с
соответственным числом промежуточных слоев резины, металлических
плетенок и наружного слоя резины (рис. 2.10).
В настоящее время применяют буровые шланги,
рассчитанные на давление 32, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги
выпускаются длиной от
10 до 18 м с условными внутренними диаметрами 63, 80 и 100 мм. Для очень высоких давлений используют
металлические шланги, состоящие из
отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом.
В последнее
время за рубежом, особенно при бурении на море, используются силовые
вертлюги (верхний вращатель). Верхний вращатель
бурильной колонны уже давно используется при буре-
мелких скважин малого диаметра с передвижных буровых установок, где
он установлен на подвижной траверсе, которая перемещается по вертикали
при помощи гидроцилиндров. При бурении скважин на нефть и газ силовой вертлюг
выполняет функции крюка, вертлюга, ротора, механических ключей. При его пользовании
не нужна бурильная ведущая труба и шурф под нее, а также намного облегчается труд помощника бурильщика, поскольку элеватор механически подается в необходимую
позицию. Вместо наращиваний
одиночками можно наращивать бурильную колонну трёхтрубными свечами.
Основной недостаток существующих конструкций силовых
вертлюгов - высокая стоимость. Они пока не нашли применения в нашей стране, да и
за рубежом они используются не часто, главным образом при бурении
скважин с морских оснований и горизонтальных скважин. Вместе с тем
нельзя не отметить, что это перспективный механизм, который со временем
займет достойное место в буровой технике.
При бурении осуществляется промывка
скважины при помощи буровых
насосов. Буровые насосы предназначены для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Для бурения используются только горизонтальные приводные двух-
и трехцилиндровые поршневые насосы
(рис. 2.1 1). При вращении вала 7с кривошипом 6 шатун 5, совершая колебательное движение, приводит в движение крейцкопф 4, двужущийся
возвратно-поступательно в прямолинейном направлении, и связанный с ним при
помощи штока 3 поршень 12, который совершает движение
внутри цилиндра 2. Всасывающие клапаны 11 соединены при помощи
всасывающего трубопровода 8, снабженного
фильтром 9, с приемным чаном 10.
Нагнетательные клапаны 13 соединены с нагревательным компенсатором 1 и напорной линией 14.
При движении поршня вправо в
левой части цилиндра создается разряжение, под давлением атмосферы жидкость из приемного чана 10 поднимается
по всасывающему трубопроводу 8, открывает
левый всасывающий клапан 11 и
поступает в цилиндр насоса. В то же время в правой полости цилиндра жидкость нагнетается (вытесняется) в
напорную линию через правый нагнетательный клапан 13. Левый нагнетательный клапан 13 и правый всасывающий 11
при этом закрыты. При обратном движении поршня всасывание происходит
в правой полости цилиндра, а нагнетание — в левой. Таким образом, при передвижении
поршня в какую-либо сторону в одной половине Цилиндра происходит всасывание, а в другой — нагнетание жидкости, т.
е. наблюдается двойное действие насоса.
Достаточно широко применяются трехцилиндровые (трехпоршневые) буровые
насосы одностороннего действия. К основным отличиям и особенностям буровых
насосов этого типа относятся: наличие трех цилиндропоршневых пар одностороннего
действия; повышенные линейные скорости поршней (число ходов в единицу
времени) и связанная с этим необходимость установки во всасывающей трубе
подпорного насоса; значительно меньшая степень неравномерности подачи жидкости
и улучшенные динамические характеристики работы приводной и гидравлических частей.
7 Методы ликвидации ГНВП
Существует
два метода:
метод
уравновешенного пластового давления
При ликвидации проявления первым методом
забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении
всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного
глушения.
Существует
четыре способа осуществления этого метода:
1)
способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и
глушения
начинают
вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения
условия
– Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают
наиболее низкие
давления,
следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления
необходимо
иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления
раствора
на буровой.
2)
Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают
скважину
и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и
требуемого
объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в
бурильных
трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии
пачки
флюида. Недостатком этого метода является необходимость правильного
регулирования
давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не
превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного
инструмента,
так как скважина остается без циркуляции. Преимущество этого способа
над
предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой
плотности,
а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные
давления,
так как когда газ еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал
заполнять
КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно,
газовая
пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью.
3)
Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится
вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление.
Одновременно
приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для
глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину
утяжеленного
раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно
безопасен,
но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в
скважине.
4)
Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением
ведут
вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на котором
получили
проявление. После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают
плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым
производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии
нужных для приготовления раствора емкостей.
метод
ступенчатого глушения скважины
К использованию этого метода прибегают тогда, когда при
использование предыдущих методов возникают
давления, превышающие допускаемые давления на устье.
8. Консервация морских скважин.
Скважины, находящиеся в стадии строительства (бурения
или испытания), могут быть временно законсервированы по ряду причин. Например,
дальнейшее проведение буровых работ с ПБУ невозможно из-за наличия подвижных
ледовых полей, вследствие замерзания акваторий, при волнении моря, превышающем
допустимые значения. Консервация скважин может быть обусловлена экономической
целесообразностью перевода ПБУ с одного района работ на другие площади шельфа,
где возможно выполнение определенного объема работ по бурению с последующей
консервацией ствола скважины.
Все работы, связанные с консервацией ствола скважины,
должны выполняться с учетом требований, изложенных ниже. Это позволит сократить
время и материально-технические средства и, соответственно, повысить
технико-экономические показатели буровых работ.
Консервация скважин, законченных
строительством.
Консервации подлежат параметрические, поисковые, разведочные,
эксплуатационные и нагнетательные скважины, если их ввод в эксплуатацию
невозможен в течение одного месяца по окончании испытания, а также действующие
скважины при необходимости вывода их из эксплуатации. Скважины, подлежащие
консервации, должны быть герметичными и не должны иметь перетоков пластовых
флюидов.
Для разведочных скважин, содержащих в своей продукции
(флюиде) агрессивные компоненты (например, сероводород), Сроки и порядок
консервации в каждом конкретном случае устанавливаются геологической службой
производственного объединения по согласованию с органами Госгортехнадзора.
Консервация скважин и продление
сроков консервации оформляются актом установленной формы. Акты на консервацию
скважин на срок до трех месяцев утверждаются генеральным директором
производственного объединения.
Консервация скважин на срок более трех месяцев также
производится по согласованию с органами Госгортехнадзора и утверждается
генеральным директором производственного объединения.
Срок консервации эксплуатационных и нагнетательных
скважин - два года; при необходимости производственное объединение может его
продлить.
Общий срок консервации скважин определяется
руководством производственного объединения исходя из технологической необходимости
и технического состояния скважин.
В тех случаях, когда общий срок консервации составляет
более двух лет, акты на консервацию скважины могут оформляться сразу на весь
срок при положительном заключении органов Госгортехнадзора, после чего они
должны утверждаться генеральным директором производственного объединения.
Если в продукции скважины имеются агрессивные
компоненты (сероводород и др.), необходимо предусмотреть дополнительные меры по
коррозионной защите обсадной колонны и оборудования устья скважины, а также
обеспечить сохранность цементных мостов и цементного камня в заколонном
пространстве в период консервации.
Ответственность за качественное выполнение работ по
консервации скважины возлагается на руководство ПБУ, за учет, надлежащее
содержание законсервированных скважин и их сохранность на весь период
консервации — на руководство производственного объединения.
Установка цементных мостов и их испытание
должны производиться в соответствии с существующими положениями в присутствии
представителя АВО.
В период консервации осуществляется проверка
технического состояния устья скважины. Периодичность проверки — не реже одного
раза (при необходимости и более) в год согласно графику, составленному
производственным отделом объединения.
В законсервированных скважинах, флюид которых содержит
агрессивные компоненты (например, сероводород), осуществляется проверка устья
на герметичность и отсутствие перетоков на нем. Периодичность проверки - не
реже двух раз (при необходимости и более) в год согласно графику проверки.
В случае обнаружения негерметичности устья скважины и
заколонных перетоков производятся работы по их устранению в соответствии
с планом, согласованным с военизированным отрядом по предупреждению
возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.
Временная консервация скважин, находящихся в
стадии строительства
Поисковые, параметрические и разведочные скважины,
находящиеся в стадии строительства, могут быть временно законсервированы
из-за невозможности дальнейшего проведения буровых работ с ПБУ по
гидрометеорологическим условиям, несоответствия фактического геологического
разреза проектному, ввиду закрытия района буровых работ гидрографической
службой флота, геологической необходимости увеличения проектной глубины
скважины или невозможности дальнейшего ее углубления при установленном оборудовании,
если углубление связано с необходимостью изменения первоначально утвержденного
технического проекта, а также ввиду экономической целесообразности.
Временной консервации подлежат скважины,
продолжение строительства которых невозможно более пяти суток.
Срок временной консервации определяется
производственным объединением исходя из технологической необходимости и технического
состояния скважины, а также окончанием действия причин, вызвавших консервацию.
Консервация скважин на срок свыше трех месяцев производится при наличии
положительного заключения органов Госгортехнадзора.
На каждую временно консервируемую скважину составляется
акт и разрабатывается план работ по консервации. Они согласовываются с
соответствующими органами и утверждаются генеральным директором
производственного объединения. Аналогично составляются акт и план работ по
расконсервации скважины.
Для скважин, в открытой части ствола которых вскрыты
пласты, содержащие во флюиде агрессивные компоненты, сроки и порядок временной
консервации в каждом конкретном случае устанавливаются геологической службой
объединения по согласованию с органами Госгортехнадзора. При составлении плана
работ необходимо предусмотреть дополнительные меры по коррозионной защите
обсадной колонны и оборудования устья скважины от коррозии, а также по
обеспечению сохранности цементных мостов.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
|