Буровые установки глубокого бурения

Скважину бурят при помощи буровой установки, представля-ющей собой сложный комплекс машин, механизмов, аппарату-ры, металлоконструкций, средств контроля и управления, распо-ложенных на поверхности.

В комплект буровой установки входят: вышка для подвешива-ния талевой системы и размещения бурильных труб, оборудова-ние для спуска и подъема инструмента, оборудование для подачи и вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной жидкости, силовой привод, механизмы для приготовления и очи-тки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций (СПО), контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. В комплект установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.

Различные условия и цели бурения при наличии большого разнообразия глубин и конструкций скважин не могут быть удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому отечественная промышленность (ОАО «Уралмаш» и ОАО «Волгоградский вой техники») выпускает ряд буровых установок (БУ).

ОАО «Уралмаш» выпускает комплектные буровые установки и наборы бурового оборудования (НБО) для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 2500... 8000 м с дизельными(Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭР) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЕ).

Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ) производит комплектные буровые установки для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 1000...3500 м с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим при-водом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭП) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электричес-ких станций (ДЭП).

Буровую установку для бурения конкретной скважины или груп-пы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, кото-рую не должна превышать масса (в воздухе) наиболее тяжелой обсадной колонны.

Использование установок более высокого класса, чем это тре-буется по конструкции скважины, нерационально, так как, не давая существенного повышения скорости бурения, это приводит к увеличению стоимости работ. При выборе типоразмера и модели установки данного класса следует учитывать конкретные геоло-гические, климатические, энергетические, дорожно-транспорт-ные и другие условия бурения. В соответствии с этим выбирается тип привода (дизельный, электрический и т.д.), а также схема монтажа и транспортировки буровой установки. Каждая буровая установка характеризуется схемами транспортирования, монта-жа и монтажно-транспортной базой. Установки для бурения сква-жин на нефть и газ подразделяются на самоходные и несамоход-ные. В странах СНГ бурение на нефть и газ осуществляется в основ-ном несамоходными буровыми установками.

Для несамоходных буровых установок характерны следующие три метода монтажа и транспортировки: агрегатный (индивиду-альный), мелкоблочный и крупноблочный.

Агрегатный метод заключается в индивидуальной транс-портировке и монтаже каждого агрегата установки и применя-ется, как правило, при ее первичном монтаже. Для повторного и последующего монтажа агрегатным способом установку разби-рают на агрегаты и узлы и перевозят на универсальном транспорте на новую точку бурения, где вновь монтируют оборудование и сооружения. Этот метод связан с большим комплексом трудоемких работ (строительных, плотничных, слесарных, подсобно-вспомогательных и др.), выполняемых при разборке и монтаже буровых установок на новом месте, что вызывает увеличение сроков монтажа. Поэтому агрегатный метод в настоящее время применяется редко, в основном при бурении опорных скважин, монтаже буровых установок большой грузоподъемности и при перевозке установок на большие расстояния.

Мелкоблочный метод заключается в том, что агрегаты и узлы установки перевозят и монтируют на металлических ос-нованиях. Такое основание со смонтированным на нем каким-либо узлом установки составляет мелкий блок (секцию-модуль). Число таких блоков определяется конструкцией установки, ус-ловиями разработки месторождения и географическими условиями. Обычно буровая установка расчленяется на 15...20 мел-ких блоков, габаритные размеры и масса которых позволяют пе-ревозить их на универсальном транспорте, а в труднодоступных районах -- на вертолетах.

Этот метод монтажа буровых установок широко применяют в разведочном бурении, а в некоторых районах и в эксплуатацион-ном бурении, когда из-за сложных природно-географических ус-ловий невозможно перевозить установки крупными блоками.

Крупноблочный метод заключается в перевозке агрега-тов и узлов установки крупными блоками на специальном транс-порте (тяжеловозах, подкатных тележках на гусеничном или пневмоколесном ходу), установке блоков на фундаменты и соедине-нии коммуникаций между ними. При этом буровую установку расчленяют на два-три блока массой по 60... 120 т. Крупный блок состоит из металлического основания, перевозимого на специ-альных транспортных средствах, и смонтированных на нем агре-гатов и узлов буровой установки, кинематически связанных меж-ду собой. При перевозке таких блоков практически не нарушают-ся кинематические связи узлов установки и коммуникаций, не демонтируются укрытия, что позволяет исключить трудоемкие работы, выполняемые при других методах монтажа, такие как строительные, плотничные, слесарные и ряд подсобно-вспомога-тельных. Применение крупных блоков позволяет сократить сроки монтажа буровых установок до минимума. Однако промышленное обустройство нефтяных площадей, наличие линии высоковольт-ной передачи, железных и шоссейных дорог, а также ограниче-ния, налагаемые охраной земельных угодий, снижают возможно-сти применения этого способа, особенно в центральных районах страны. В то же время обычный и мелкоблочный методы монтажа буровых установок занимают много времени и резко снижают про-изводительность буровых установок.

Промышленностью выпускаются буровые установки, изготов-ленные так, что они могут перевозиться в зависимости от местных условий различными способами. Эти установки называются установками универсальной монтажеспособности.

Буровые вышки и оборудование для спуска и подъема бурильной колонны

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 (подвижно-го блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъем-ное 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 ко-лонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необхо-димого для осуществления процесса бурения. Буровые вышки раз-личаются по грузоподъемности, высоте и конструкции Буровые вышки для буровых установок завода «Уралмаш» изготавливаются следующих типов 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 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 подни-маются в вертикальное положение при помощи специальных уст-ройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном поло-жении на специальном транспортном устройстве. При этом тале-вая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможно-сти из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универ-сальным транспортом.

В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются ме-тодом сверху--вниз. Перед началом монтажа на вышечном осно-вании 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 и укрытия 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.

Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования инструмента, 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.

Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов.

Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе -- трансформаторные площадки, на двигателях внутрен-него сгорания (ДВС) -- площадки, на которых находятся емкости
для горючесмазочных материалов и т. п.

Объекты соцкультбыта: столовая, вагоны-общежития и т.п.

Буровые лебедки и талевая система.

Инструменты для свинчивания и развинчивания БТ.
Буровую лебедку применяют для спуска и подъема бурильной колонны, спуска обсадных колонн, удерживания на весу неподвиж-ной бурильной колонны или медленной ее подачи в процессе буре-ния. В ряде случаев буровая лебедка используется для передачи мощ-ности от двигателя к ротору, свинчивания и развинчивания труб, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ. Лебедка является одним из основных агрегатов буровой установки.

Спуск и подъем бурильных колонн производят много раз. Все операции повторяются сис-тематически в строго определен-ной последовательности, а на-грузки на лебедку при этом но-сят циклический характер. При подъеме крюка мощность подво-дится к лебедке от двигателей, а при спуске, наоборот, тормоз-ные устройства должны преоб-разовывать всю освободившуюся энергию в теплоту. Для лучшего использования мощности во вре-мя подъема крюка с переменной по величине нагрузкой привод-ные трансмиссии лебедки или ее привод должны быть многоскоростными. Лебедка должна оперативно переключаться с больших скоростей подъема на малые и обратно, обеспечивая плановые включения с минимальной затратой времени на эти операции. В случаях прихватов и затяжек колонны сила тяги при подъеме должна быть быстро увеличена. Переключение скоростей для подъ-ема колонн различной массы осуществляется периодически.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой установ-лены подъемный и трансмиссионные (один или два) валы на под-шипниках качения, ленточный и гидравлический или электричес-кий тормоза и пульт управления. Кроме того, на некоторых лебед-ках монтируются коробки перемены передачи, позволяющие сократить число валов лебедки. По числу валов буровые лебедки делятся на одно-, двух- и трехвальные. Кинематическая связь между валами лебедок осуществляется посредством цепных передач.

Подъемный вал является основным валом буровой лебедки, а в некоторых и единственным. На нем, кроме звездочек цепной передачи барабан для навивки талевого каната, ленточный тормоз и муфта, соединяющая вал с гидравлическим или электрическим тормозом.

Трансмиссионный и промежуточный (катушечный) валы буровой лебедки осуществляют кинематическую связь между подъемным валом и приводом лебедки. Трансмиссионный вал в ряде случаев используется для передачи вращения ротору и присоединения к лебедке автомата подачи долота. На промежуточном валу, кроме звездочек цепной передачи для передачи вращения подъем-ному валу, монтируют специальные катушки для проведения ра-бот по подтаскиванию грузов и свинчиванию и развинчиванию труб при спускоподъемных операциях. Для выполнения этих работ применяются вспомогательные лебедки и пневматические раскрепители. В результате этого упрощаются конструкции буровой ле-бедки и повышается безопасность работ по подтаскиванию грузов и вспомогательных работ при спускоподъемных операциях.

Пневмораскрепители предназначены для раскрепления замко-вых соединений бурильных труб. Пневмораскрепитель состоит из цилиндра, в котором перемещается поршень со штоком. Цилиндр с обоих концов закрыт крышками, в одной из которых установлено уплотнение штока. На штоке с противоположной стороны от поршня крепится металлический трос, другой конец которого надевается на машинный ключ. Под действием сжатого воздуха поршень перемещается и через трос вращает машинный ключ. Максимальная сила, развиваемая пневматическим цилиндром при давлении сжатого воздуха 0,6 МПа, равна 50...70 кН. Ход поршня (штока) пневмоцилиндра 740...800 мм.

Подъём и спуск бурильных труб в целях замены сработавшегося долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций. Причём к машинам относятся операции подъёма свечи из скважин и порожнего элеватора. Все остальные операции являются машинно - ручными или ручными требующими затрат больших физических усилий.

К ним относятся:

* при подъеме:

посадка колонны на элеватор;

развинчивание резьбового соединения;

установка свечи на подсвечник;

спуск порожнего элеватора;

перенос штропов на загруженный элеватор;

* при спуске:

вывод свечи из-за пальца и с подсвечника;

свинчивание свечи с колонной;

спуск свечи в скважину;

посадка колонны на элеватор;

перенос штропов на свободный элеватор.

Для производства спускоподъемных операций буровая брига-да должна быть оснащена, во-первых, инструментом для захвата и подвешивания колонны труб. В качестве такого инструмента при-меняются элеваторы, клинья и слайдеры (элеваторы с плашечными захватами). Во-вторых, инструментом для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб (машинные, круг-лые ключи и т.п.).

Устройства для захвата и подвешивания колонн различаются по размерам и грузоподъемности. Обычно это оборудование вы-пускается для бурильных труб размером 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 мм с номинальной грузоподъемностью 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 т. Для обсадных труб диаметром от 194 до 426 мм приме-няют клинья четырех размеров: 210, 273, 375 и 476 мм, рассчитан-ные на грузоподъемность от 125 до 300 т.

Элеватор служит для захвата и удержания на весу колонны бу-рильных (обсадных) труб при спускоподъемных операциях и дру-гих работах в буровой. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным использованием и материалом для их изготовления. Элеватор при помощи штропов подвешивается к подъемному крюку.

Клинья для бурильных труб используют для подвешивания бу-рильного инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конус-ное отверстие ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спускоподъемным операциям. В последнее время широко приме-няются автоматические клиновые захваты с пневматическим при-водом типа ПКР (в этом случае клинья в ротор вставляются не вручную, а при помощи специального привода, управление кото-рым внесено на пульт бурильщика).

Для спуска тяжелых обсадных колонн применяют клинья с не разъемным корпусом. Их устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Клин состоит из массивного корпуса воспринимающего массу обсадных труб. Внутри корпуса находится плашки предназначенные для захвата обсадных труб и удержания их в подвешенном состоянии. Подъем и опускание плашек осуществляется поворотом рукоятки в ту или другую сторону вокруг клина, что достигается наличием наклонных исправляющих вырезов в корпусе, по которым при помощи рычага перекатываются ролики плашек.

Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб вменяется специальный инструмент. В качестве такого инструмента используют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие -- для крепления и открепления резьбовых соединений колонны. Обычно легкие круговые ключи для предварительного свинчивания рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепле-ния резьбовых соединений -- на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков.

Операции крепления и открепления резьбовых соединений бу-рильных и обсадных колонн осуществляются двумя машинными ключами; при этом один ключ (задерживающий) -- неподвиж-ный, а второй (завинчивающий) -- подвижный. Ключи подве-шивают в горизонтальном положении. Для этого у полатей на специальных «пальцах» укрепляют металлические ролики и через них перекидывают стальной тартальный канат или одну прядь талевого каната. Один конец этого каната прикрепляется к под-веске ключа, а другой -- к противовесу, уравновешивающему ключ и облегчающему переме-щение ключа вверх или вниз.

На основе создания ряда ме-ханизмов для автоматизации и механизации отдельных опера-ций спускоподъемных работ был создан автомат спуска-подъема. Комплекс механизмов АСП пред-назначен для механизации и ча-стичной автоматизации спуско-подъемных операций. Он обеспечивает:

совмещение во времени подъема и спуска колонны труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечей на подсвечник, выноса ее с подсвечника, а также с развинчиванием или свинчиванием свечи колонной бурильных труб;

механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их кцентру, а также захват или освобождение колонны бурильных труб автоматическим элеватором.

Механизмы АСП располагаются на буровой следующим обра-зом (рис. 2.9). На кронблочной площадке установлены амортиза-тор 2 и верхний блок 1 или кронштейн поворотный 3 механизма подъема, направляющие каната 4 центратора, магазин 5, ниж-ний блок 7 механизма подъема, центратор 6, механизм расста-новки свечей 16, механизм захвата свечей 75, канат механизма подъема 17. На площадке буровой расположены подсвечник \1, блок цилиндров 11 механизма подъема, автоматический буровой ключ 10, ротор 9 с пневматическими клиньями. К талевому бло-ку подвешен автоматический элеватор 8. Пост АСП 13 размешен на площадке подсвечника. Бурильные свечи 14 устанавливаются на подсвечник.

В работе комплекса механизмов типа АСП-ЗМ1, АСП-ЗМ4. АСП-ЗМ5 и АСП-ЗМ6 используются ключ АКБ-ЗМ2 и пневмати-ческий клиновой захват БО-700 (кроме АСП-ЗМ6, для которого применяется захват ПКРБО-700).

При спускоподъемных операциях необходимо соблюдать целый ряд основных положений.

Спускоподъемные операции (скорости спуска и подъема, мо-мент начала подъема, проработки и др.) должны производится в соответствии с режимно-технологической картой (технически проектом на строительство скважины) или указанием бурового мастера, начальника буровой, инженерно-диспетчерской службой руководства Районной инженерно-технической службы (РИТС) или разведки.

Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию бурильной колонны буровая установка должна быть оснащена комплектом механизмов и приспособлений малой механизации. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу и первую свечу следует поднимать из скважины на первой скорости. Запрещается раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки

бурильной колонны при помощи ротора. Также запрещается останавливать вращение колонны бурильных труб включением обратного хода ротора.

При спуске бурильных и утяжеленных бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными и автоматическими ключами, контролируя зазор между соединительными элементами и соблюдая по показаниям моментомера величину допустимого крутящего момента, установленную действующей инструкцией.

При спуске бурильной колонны запрещается включать клино-вой захват до полной остановки колонны.

Посадка бурильной колонны на ротор во время СПО должна производиться плавно без толчков и ударов. При появлении поса-док во время спуска бурильной колонны в этих местах следует производить промывку или проработку ствола скважины Допусти-мые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от технических и геологических условий и должны определяться в каждом отдельном случае буровым мастером или технологичес-кой службой.

Запрещается работать без приспособления для правильного на-матывания талевого каната на барабан лебедки.

При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений

Колонна бурильных, обсадных труб и УБТ, захватываемая пневматическим клиньевым захватом, должна быть составлена с учетом допустимых нагрузок на нее, приведенных в инструк-ции по эксплуатации ПКР. Запрещается во время работы кли-нового захвата находиться на роторе членам буровой бригады, поднимать или спускать колонну труб при неполностью подня-тых клиньях, вращать стол ротора при поднятых клиньях, рабо-тать с деформированными бурильными или обсадными трубами оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливал устройство, предупреждающее падение посторонних предмете! в скважину.

При вскрытии газоносных и склонных к поглощению буровое раствора пластов спуск и подъем бурильной колонны следует про изводить при пониженных скоростях с целью снижения возмож-ности возникновения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта.

При подъеме бурильной колонны из скважины следует прой3 водить долив в скважину бурового раствора с теми же показателя ми свойств, что и у раствора, находящегося в ней. Буровой мае (начальник буровой) должен осуществлять проверку спуск подъемных механизмов в соответствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки заносить в специальный журнал. Периодически должна производиться дефектоскопия спускоподъемного оборудования.

МОРСКИЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ

В отличие от бурения на суше функциональная схема бурения морской скважины осложняется наличием толщи воды между устьем скважины и буровой установкой.

Выделяют следующие способы бурения скважин на акваториях:

с морских стационарных платформ;

гравитационных морских стационарных платформ;

самоподъемных буровых установок;

полупогружных буровых установок;

буровых судов.

Морская стационарная платформа -- это буровое основание, опирающееся на дно акватории и возвышающееся над уровнем моря. Так как по окончании эксплуатации скважины МСП остается на месте сооружения, то схемой бурения морской скважины в отли-чие от схемы строительства наземной скважины предусмотрено на-личие водоотделяющей колонны, изолирующей скважину от толщи воды и соединяющей подводное устье с буровой площадкой мор-ской стационарной платформы. Устьевое оборудование (превенторы, головки обсадных колонн, устройство для отвода промывочной жидкости из скважины в системы очистки) монтируется также на МСП.

Для буксировки платформы к месту строительства скважины требуется четыре или пять буксиров. Обычно в буксировке МСП участвуют и другие вспомогательные суда (портовые тягачи, суда сопровождения и т.п.).В хорошую погоду средняя скорость букси-ровки составляет

1,5 - 2,0 уз/ч.

Гравитационная морская стационарная платформа -- буро-вое основание, изготовленное из железобетона и стали. Она строится в глубоководных заливах и затем с помощью буксиров доставля-ется на точку бурения эксплуатационных и разведочных скважин. ГМСП предназначена не только для бурения скважин, но и для добычи и хранения нефти до отправки ее танкерами к месту пере-работки. Платформа обладает большим весом, поэтому для удер-жания ее на точке бурения не требуется дополнительных устройств.

После разработки месторождения производится консервация всех скважин, отсоединение установки от устьев скважин, отрыв ее от морского дна и транспортировка на новую точку в пределах данной площади или в другой регион бурения и добычи нефти и газа. В этом заключается преимущество ГМСП перед МСП, кото-рая после разработки месторождения остается в море навсегда.

Самоподъемная плавучая буровая установка обладает дос-таточным запасом плавучести, что имеет большое значение для ее транспортировки на точку бурения вместе с буровым оборудовани-ем, инструментом и необходимым запасом расходных материалов. На месте бурения с помощью специальных подъемных механизмов и опор устанавливают СПБУ на морское дно. Корпус установки поднимают над уровнем моря на недосягаемую для морских волн высоту. По способу монтажа превенторных устройств и способу соединения буровой площадки с подводным устьем скважины СПБУ аналогична МСП. Для обеспечения надежности эксплуатации сква-жины обсадные колонны подвешивают под столом ротора. По за-вершении бурения и после освоения разведочной скважины уста-навливают ликвидационные мосты и все обсадные колонны обрезают ниже уровня дна моря.

Полупогружная плавучая буровая установка состоит из кор-пуса, который включает в себя собственно буровую площадку с оборудованием и понтоны, соединенные с площадкой стабилизи-рующими колоннами. В рабочем положении на точке бурения пон-тоны заполняются расчетным количеством морской воды и погру-жаются на расчетную глубину под воду; при этом действие волн на платформу уменьшается. Так как ППБУ подвержена качке, то жесткое соединение ее с подводным устьем скважины с помощью водоотделяющей колонны (райзера) невозможно. Поэтому для предотвращения разрушения связки устье -- ППБУ в составе водоотделяющей колонны предусмотрены телескопическое соединение с герметизирующим узлом и герметичные шарнирные соединения ВОК. с плавсредством и подводным устьевым противовыбросовым оборудованием Герметичность подвижных элементов водоотделя-ющей колонны должна обеспечивать изоляцию скважины от мор-ской воды и безопасность работ при допустимых условиях эксплуа-тации.

На точку бурения ППБУ доставляют с помощью буксирных су-дов и удерживают на ней якорной системой в течение всего периода бурения и испытания скважины. По окончании ее строительства ППБУ снимают с точки бурения и перегоняют на новое место

При строительстве глубоких морских нефтяных и газовых сква-жин используется буровое судно, на котором смонтировано все бу-ровое и вспомогательное оборудование и находится необходимый запас расходного материала Па точку бурения БС идет своим хо-дом; его скорость достигает 13 уз/ч (24 км/ч). Над точкой бурения судно удерживается с помощью динамической системы позицирования, которая включает в себя пять подруливающих винтов и два ходовых винта, постоянно находящихся в работе

Противовыбросовое подводное оборудование устанавливается на морское дно после постановки БС на точку бурения, оно связано с устьем скважины с помощью водоотделяющей колонны с дивертором, двух шарнирных соединений и телескопического соединения для компенсации вертикальных и горизонтальных перемещений бурового судна в процессе строительства скважины.

Основным фактором, влияющим на выбор типа плавучих бу-ровых средств, является глубина моря на месте бурения. До 1970 г самоподъемные буровые установки использовались для бурения скважин при глубинах 15--75 м, в настоящее время -- до 120 м и более Плавучие установки полупогружного типа с якорной сис-темой удержания над устьем бурящейся скважины применяются для производства геологоразведочных работ при глубинах аквато-рий до 200--300 м и более.

Буровые суда, благодаря более высокой маневренности и ско-рости перемещения, большей автономности по сравнению с ППБУ, используются при бурении поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах акваторий до 1500 м и более. Имеющиеся на судах большие запасы расходных материалов, рас-считанные на 100 дней работы установки, обеспечивают успешное бурение скважин, а большая скорость передвижения судна -- быст-рую их перебазировку с пробуренной скважины на новую точку В отличие от ППБУ для БС имеются большие ограничения в работе в зависимости от волнения моря Так, при бурении вертикаль-ная качка буровых судов допускается до 3,6 м, а для ППБУ -- до 5 м. Так как ППБУ обладает большей остойчивостью (за счет погружения нижних понтонов на расчетную глубину) по сравне-нию с буровыми судами, то вертикальная качка ППБУ составляет 20--30 % от высоты волны. Таким образом, бурение скважин с ППБУ осуществляют при значительно большем волнении моря, чем при бурении с БС. К недостаткам полупогружной плавучей буровой установки можно отнести малую скорость передвижения с пробу-ренной скважины на новую точку.

В мировой практике бурения большое значение уделяется вопросам классификации ПБС. По способу установки над скважи-ной в процессе бурения их подразделяют:

на опирающиеся при бурении на морское дно (плавучие
буровые установки самоподъемного и погружного типов);

производящие бурение в плавучем состоянии (полупогружные буровые установки и буровые суда)

Самоподъемные плавучие буровые установки имеют большой корпус, запас плавучести которого обеспечивает буксировку уста-новки к месту работы вместе с технологическим оборудованием, инструментом и необходимым запасом расходных материалов. При буксировке СПБУ опоры подняты, а на точке бурения они опуска-ются на дно и залавливаются в грунт. По этим опорам корпус установки поднимается на расчетную высоту над уровнем моря.

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 (по-роды). Исходя из этого применяют оборудование для бурения сква-жин, 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 стопор-ным механизмом.

При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку ско-рость вращения ротора изменяют при помощи передаточных меха-низмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не свя-зывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при ротор-ном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с ле-бедкой, привод к ротору.

Вертлюг применяют для соединения талевой системы с буриль-ной 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. Верт-люг состоит из двух узлов -- системы вращающихся и невраща-ющихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части вертлюга подвеши-вают бурильную колонну.

Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Пода-ча промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной ли-нии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуще-ствляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава).

Буровой шланг состоит из внутреннего резинового слоя, не-скольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответствен-ным числом промежуточных слоев резины, металлических плете-нок 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 достой-ное 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 ис-пользуются только горизонтальные приводные двух- и трехцилин-дровые поршневые насосы (рис. 2.1 1). При вращении вала 7с криво-шипом 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 цилин-дра 2. Всасывающие клапаны 11 соединены при помощи всасыва-ющего трубопровода 8, снабженного фильтром 9, с приемным чаном 10. Нагнетательные клапаны 13 соединены с нагреватель-ным компенсатором 1 и напорной линией 14. При движении поршня вправо в левой части цилиндра создается разряжение, под давле-нием атмосферы жидкость из приемного чана 10 поднимается по всасывающему трубопроводу 8, открывает левый всасывающий кла-пан 11 и поступает в цилиндр насоса. В то же время в правой поло-сти цилиндра жидкость нагнетается (вытесняется) в напорную линию через правый нагнетательный клапан 13. Левый нагнета-тельный 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 жид-кости, 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:

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.

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.

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.

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 при-чин. Например, дальнейшее проведение буровых работ с ПБУ не-возможно из-за наличия подвижных ледовых полей, вследствие за-мерзания акваторий, при волнении моря, превышающем допустимые значения. Консервация скважин может быть обусловлена эко-номической целесообразностью перевода ПБУ с одного района ра-бот на другие площади шельфа, где возможно выполнение опреде-ленного объема работ по бурению с последующей консервацией ствола скважины.

Все работы, связанные с консервацией ствола скважины, долж-ны выполняться с учетом требований, изложенных ниже. Это позволит сократить время и материально-технические средства и, со-ответственно, повысить технико-экономические показатели буровых работ.

Консервация скважин, законченных строительством.

Консервации подлежат параметрические, поисковые, разве-дочные, эксплуатационные и нагнетательные скважины, если их ввод в эксплуатацию невозможен в течение одного месяца по окон-чании испытания, а также действующие скважины при необходи-мости вывода их из эксплуатации. Скважины, подлежащие консер-вации, 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 устанавлива-ются геологической службой производственного объединения по согласованию с органами Госгортехнадзора.

Консервация скважин и продление сроков консервации оформ-ляются актом установленной формы. Акты на консервацию сква-жин на срок до трех месяцев утверждаются генеральным директо-ром производственного объединения.

Консервация скважин на срок более трех месяцев также про-изводится по согласованию с органами Госгортехнадзора и утверж-дается генеральным директором производственного объединения.

Срок консервации эксплуатационных и нагнетательных сква-жин - два года; при необходимости производственное объединение может его продлить.

Общий срок консервации скважин определяется руководством производственного объединения исходя из технологической необхо-димости и технического состояния скважин.

В тех случаях, когда общий срок консервации составляет бо-лее двух лет, акты на консервацию скважины могут оформляться сразу на весь срок при положительном заключении органов Гос-гортехнадзора, 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 цемент-ного камня в заколонном пространстве в период консервации.

Ответственность за качественное выполнение работ по консер-вации скважины возлагается на руководство ПБУ, за учет, надле-жащее содержание законсервированных скважин и их сохранность на весь период консервации -- на руководство производственного объединения.

Установка цементных мостов и их испытание должны произ-водиться в соответствии с существующими положениями в присут-ствии 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 отря-дом по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

Временная консервация скважин, находящихся в стадии строительства

Поисковые, параметрические и разведочные скважины, нахо-дящиеся в стадии строительства, могут быть временно законсерви-рованы из-за невозможности дальнейшего проведения буровых ра-бот с ПБУ по гидрометеорологическим условиям, несоответствия фактического геологического разреза проектному, ввиду закрытия района буровых работ гидрографической службой флота, геологи-ческой необходимости увеличения проектной глубины скважины или невозможности дальнейшего ее углубления при установленном обо-рудовании, 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 техни-ческого состояния скважины, а также окончанием действия при-чин, вызвавших консервацию. Консервация скважин на срок свы-ше трех месяцев производится при наличии положительного заключения органов Госгортехнадзора.

На каждую временно консервируемую скважину составляет-ся акт и разрабатывается план работ по консервации. Они согла-совываются с соответствующими органами и утверждаются гене-ральным директором производственного объединения. Аналогично составляются акт и план работ по расконсервации скважины.

Для скважин, в открытой части ствола которых вскрыты плас-ты, содержащие во флюиде агрессивные компоненты, сроки и по-рядок временной консервации в каждом конкретном случае уста-навливаются геологической службой объединения по согласованию с органами Госгортехнадзора. При составлении плана работ необ-ходимо предусмотреть дополнительные меры по коррозионной за-щите обсадной колонны и оборудования устья скважины от корро-зии, а также по обеспечению сохранности цементных мостов.

При консервации не опрессованных на герметичность давле-нием в соответствии с требованиями ГТН скважин со спущенными обсадными колоннами (кондуктор, техническая или эксплуатаци-онная колонна), башмаки которых не вскрыты, цементный мост на устье скважины не устанавливается; в этом случае оно оборудует-ся каптажной головкой. При консервации скважин после изоляции испытанного объекта на устье дополнительно устанавливается це-ментный мост мощностью не менее 50 м.

Информация о состоянии подводного устья на каждой временно консервируемой скважине представляется в соответствующую гидро-графическую службу.

В период всего срока временной консервации скважины осу-ществляются работы, предусмотренные планом на консервацию.

Порядок оборудования стволов и устьев консервируемых скважин.

После испытания последнего объекта следует заполнить ствол скважины буровым раствором, обработанным ПАВ, для создания гидростатического давления на пласт на 10--15 % больше пласто-вого. Затем необходимо установить цементный мост мощностью (высотой) 25 м на 20--30 м выше кровли перфорации объекта и по окончании периода ОЗЦ (через 24 ч) испытать его на герметич-ность в соответствии с требованиями существующих нормативных документов. После этого следует промыть скважину и довести па-раметры бурового раствора до заданных в соответствии с требова-ниями ГТН; затем установить цементный мост на устье скважины мощностью не менее 50 м и по окончании периода ОЗЦ (через 24 ч) испытать его разгрузкой инструмента 5--6 те и поднять защитную втулку колонной головки.

Страницы: 1, 2