Бурение нефтяных и газовых скважин

СОДЕРЖАНИЕ

I. Техническая часть. Характеристика и краткое описание устройств.

Буровые вышки и сооружения…………………………………………….…………………………4

Талевая система…………………………………………………………………………….………..5

Буровые лебёдки………………………………………………………..……………………...……...6

Роторы………………………………………………………………………..……………………….7

Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы…………..…………………...………8

Вертлюги………………………………………………………………..………………….…………9

Силовые приводы буровых установок………………………………………………………...…….9

Оборудование для герметизации устья скважины……………………..………………...………10

II. Технологическая часть.

1. Бурение нефтяных и газовых скважин…………………………….……..14

Ознакомление с приёмами ручной подачи долота, бурение

 с регулятором долота, обучение бурению ротором……………………………………………..14

Ознакомление с методикой рациональной отработки до-

лот……………………………………………………………………………………………………15

Выполнение основных работ при СПО с помощью специ-

ального оборудования……………………………………………………………………………….16

Подготовка трубы к затаскиванию, установка элеватора

на ротор, снятие его с ротора, посадка труб на клинья………………………………………...17

Проверка замковой резьбы, свинчивание БТ с помощью клю-

чей АКБ, докрепление и раскрепление замковых соединений с

помощью ключей УМК……………………………………………………………………………...……18

Осмотр и обмер БТ и УБТ, установка БТ на подсвечник, на-

ворачивание и отворачивание долот…………………………………………………………...………19

Промывка скважины……………………………………………………………………………...…….20

КНБК и регулирование режима бурения для борьбы с самопро-

извольным искривлением скважины……………………………………………………………...…….22

2. Ознакомление с бурением скважин кустами…………………………….23

3. Спуск и цементирование обсадных колонн……………….……………..24

4. Вскрытие и опробование нефтяных горизонтов……………….………..26

5. Аварийные работы в скважине………………………………….………..27

6. Ликвидация ГНВП и выбросов……………………………….…….…….28

I. Техническая часть

Характеристика и краткое описание устройств

Буровые установки и сооружения

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рис. 2.2), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части — кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части — талевого блока (подвижно­го блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъем­ное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения. Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной ко­лонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необхо­димого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек — недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде. Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем подни­маются в вертикальное положение при помощи специальных уст­ройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном поло­жении на специальном транспортном устройстве. При этом тале­вая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможно­сти из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универ­сальным транспортом. В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются ме­тодом сверху-вниз. Перед началом монтажа на вышечном осно­вании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют. Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения: 1) Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки. 2)Насосный сарай для размещения буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев. 3) Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудованияинструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5...2 м, длина до 18 м. 4) Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов. 5)Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе — трансформаторные площадки, на двигателях внутрен­него сгорания (ДВС) — площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов и т. п.

Талевая система

В процессе проводки скважины подъемная система выполня­ет различные операции. В одном случае она служит для про­ведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспе­чения высокой эффективно­сти при этих разнообраз­ных работах подъемная си­стема имеет два вида ско­ростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для ос­тальных операций.

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспече­ния минимума затрат вре­мени подъемная система должна обладать способно­стью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также слу­жит для удержания бу­рильной колонны, спущен­ной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система ус­тановки (рис. III.1) пред­ставляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, яв­ляющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и меха­низмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Под­вижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б — через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм — крюкоблок.

Буровые лебёдки

Лебедка — основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения следующих опе­раций: спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про­мывки скважины; приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру­мента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой уста­новлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (лен­точный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт уп­равления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобра­зовывает вращательное движение силового привода в поступа­тельное движение талевого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк под­нимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или та­левого блока, крюка и элеватора, когда элеватор опускается вниз за очередной свечой.

Лебедки снабжаются устройствами для подвода мощности при подъеме колонны и тормозными устройствами поглощения освобождающейся энергии при ее спуске. Для повышения к. п. д. во время подъема крюка с ненагруженным элеватором или ко­лонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфта­ми, обеспечивающими плавное включение и минимальную затра­ту времени на эти операции. Во время подъема колонн различ­ного веса скорости в коробках передач переключают периоди­чески. Оперативного управления скоростями коробки не требу­ется.

Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является классифи­кационным параметром.

Роторы

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешен­ной бурильной колонны или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддер­жания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавли­ваемых на его столе, на элеваторе или клиньях. Роторы также ис­пользуются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных работ. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое коле­со которого насажено на втулку, соединенную со столом. Верти­кальная ось стола расположена по оси скважины.

На рис. V.1 показана схема ротора. Стол 5 имеет отверстие диаметром 250—1260 мм в зависимости от типоразмера ротора. В отверстие стола устанавливают вкладыши 7 и зажимы ведущей трубы 6, через которые передается крутящий момент. Большое коническое колесо 4 передает вращение столу ротора, укреплен­ному

на основной 3 и вспомогательной 2 опорах, смонтированных в корпусе 1, образующем одновременно масляную ванну для смаз­ки передачи и подшипников.

Сверху стол защищен оградой 8. Быстроходный ведущий вал 10 расположен горизонтально на подшипниках 11, воспринимаю­щих радиальные и горизонтальные нагрузки. Вал 10 приводится: во вращение от цепной звездочки 12 или с помощью вилки кар­данного вала, расположенной на конце вала. Ротор снабжен сто­пором 9, при включении которого вращение стола становится не­возможным. Фиксация стола ротора необходима при СПО и бу­рении забойными двигателями для восприятия реактивного момента.

Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы

Буровые насосы и циркуляционная система выполняют сле­дующие функции:

- нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обес­печения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффектив­ной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на по­верхность;

- подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его наса­док для частичного разрушения породы и очистки забоя от вы­буренных частиц;

- подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

На рис. VII. 1 показаны схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элемен­тах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м при бу­рении роторным способом.

В процессе бурения в большинстве случаев раствор цирку­лирует по замкнутому контуру. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, кото­рые подают его в буровые насосы /. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бу­рильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбурен­ной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8. Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по желобам 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие примеси, поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров и снова направляется в подпорные насосы.

Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого дав­ления, по которому раствор подается от насосов / к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Напор­ная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом пре­дусматривается система обогрева трубопроводов.

Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, задвижками и емкостями для хранения раствора.

Вертлюги

Вертлюг — промежуточное звено между поступательно пере­мещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замко­вой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом верт­люга. Для обеспечения подачи бурового раствора или газа пере­мещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к отво­ду вертлюга, а второй к стояку.

В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающего­ся при нагреве в процессе работы. Это устройство не пропуска­ет масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном по­ложении.

Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бу­рового раствора, массой и габаритными размерами. Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров. Кор­пус вертлюга выполняется обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.

Силовые приводы буровых установок

Приводом буровой установки называется совокупность дви­гателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механи­ческую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию — насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характери­зует основные его потребительские и технические свойства и яв­ляется классификационным (главным) параметром.

В зависимости от используемого первичного источника энер­гии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энер­госнабжения, с питанием от промышленных электрических се­тей. К автономным приводам относятся двигатели внут­реннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономным приводам отно­сятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока.

В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и ком­бинированный или смешанный.

Индивидуальный привод — каждый исполнительный меха­низм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвига­телей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его ис­пользовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при мон­таже.

Групповой привод — несколько двигателей соединены сум­мирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сго­рания.

Комбинированный привод — использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характери­стикам исполнительных механизмов.

Потребителями энергии буровой установки являются:

в процессе бурения — буровые насосы, ротор (при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;

при спуске и подъеме колонны труб — лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.

Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы осталь­ных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляе­мая вспомогательными устройствами, не превышает 10—15% мощности, потребляемой главным оборудованием.

Гибкость характеристики — способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вра­щения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости, диапазона регу­лирования частоты вращения валов силового привода и прие­мистости двигателя.

Коэффициент гибкости характеристики определяется отно­шением изменения частоты вращения к вызванному им откло­нению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обрат­но пропорционален коэффициенту перегрузки.

Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двига­тель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и из­меняют частоту вращения.

Приспособляемость — свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вращения в зависимости от момен­та сопротивления. Собственная приспособляе­мость — свойство двигателя приспособляться к внешней на­грузке. Искусственная приспособляемость — свой­ство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.

Оборудование для герметизации устья скважины

В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудова­ние для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при АВПД. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превенторов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли.

Для герметизации устья скважины используют три вида превенторов: плашечные — глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в сква­жине находится колонна труб; универсальные — для пере­крытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба; вра­щающиеся — для уплотнения устья скважины с вращающей­ся в ней трубой или ведущей трубой. Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.

Плашечные превенторы

Превентор (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на што­ке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии от­верстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева на­право.

Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть от­верстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем са­мым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, на­ходящаяся в полости £, выжимается в систему управления.

Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 — проклад­кой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присоединяется универсаль­ный превентор.

Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управ­лением должен иметь две линии управления: одну для управ­ления фиксацией положения плашек, вторую для их перемеще­ния. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний пре­вентор оборудуется плашками со срезающими ножами для пе­ререзания находящейся в скважине колонны труб.

Универсальные превенторы

Универсальный превентор предназначен для повышения на­дежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент — мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении-—сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (веду­щую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резино­вого уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универ­сальных превенторов дает возможность вращать и расхажи­вать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непо­средственного воздействия гидравлического усилия на уплот­няющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плун­жер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотни­тель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плун­жера.

При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отвер­стие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и об­жимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к цент­ру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплот­нения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в сква­жине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отвер­стие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жид­кость из камеры А в сливную линию.

Вращающиеся превенторы

Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую тру­бу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газо­образным агентом, с равновес­ной системой гидростатическо­го давления на пласт, опробо­вать пласты в процессе газо­проявлений.

II. Технологическая часть