Федеральное агенство по образованию
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
Иркутский Государственный Технический Университет
Кафедра нефтегазового дела
ОТЧЕТ
по учебной буровой практике
Выполнил: Студент гр. НБ-08-2
Матсафаров С.З.
Принял: Фигурак А.А.
Иркутск 2010 г.
Содержание
Бурильные колонны, бурильные трубы и их соединения, типыпереводников
Обсадные колонны, обсадные трубы и их соединения. Элементытехнологической оснастки
Методика спуска обсадных колонн,технология цементирования
Материалы для приготовления буровых и тампонажных растворов
Рецептура буровых и тампонажных растворов,их основные параметры, приборы контроля параметров
Основы вскрытия и испытания продуктивных пластов
Контрольно-измерительные приборы и аппаратуры
Профилактика и ремонт бурового оборудования
Список используемой литературы
Бурильные колонны, бурильные трубы и их соединения,типы переводников
Для проводки скважинынеобходимо иметь, кроме буровой установки или ремонтно-бурового агрегата, наборбурового инструмента. К этому инструменту относятся бурильные трубы с соединительнымиэлементами, переводники, породоразрушающий буровой инструмент (бурильные долота,бурильные головки), забойные двигатели, из которых формируется бурильная колонна.В соответствии с ГОСТ 631-75 выпускаются стальные бурильные трубы различныхгрупп прочности (Д, К, Е, Л, М, Р, Т) с изменением предела текучести от 380 до 1000МПа и временного сопротивления разрыва от 650 до 1100 МПа.
Трубы диаметром60-102 мм имеют длину 6, 8 и 11,5 м; трубы. В диаметром 114-168 мм — 11,5 м.
Выпускаются следующиевиды бурильных труб:
трубы бурильныес высаженными внутрь концами (ТБВ);
трубы бурильныес высаженными наружу концами (ТБН);
трубы бурильныес приваренными замками (ТБПВ, ТБПН, ТБПК);
трубы бурильныес высаженными внутрь концами и стабилизирующими поясками (ТБВК);
трубы бурильныес высаженными наружу концами и стабилизирующими поясками (ТБНК);
легкосплавные бурильныетрубы (ЛБТ), которые называют также алюминиевыми бурильными трубами (АБТ);
импортные бурильныетрубы.
Исходя из условийработы бурильной колонны рекомендуется: для бурения неглубоких вертикальных скважинроторным способом использовать бурильные трубы типа ТБВ, ТБН, ТБВК, ТБГТВ и ТБПК;
для бурения глубоких скважин в осложненных условиях — трубы типаТБВК, ТБНК, ТБПВ, ТБПН и ТБПК; для бурения вертикальных скважин с использованиемзабойных двигателей — трубы типа ТБН, ТБНК, ТБПВ и ТБПК; для бурения наклонно направленныхскважин с использованием забойных двигателей — трубы типа ТБНК, ТБПВ и ТБПК.
Легкосплавные бурильныетрубы по своим механическим свойствам несколько уступают стальным бурильным трубамгруппы прочности Д, но обладают и рядом преимуществ. Предельные глубины спуска бурильныхколонн, составленных из ЛБТ (АБТ), значительно превышают предельные глубины спускастальных бурильных колонн. ЛБТ (АБТ) диамагнитны, что позволяет замерять зенитныеи азимутальные углы скважины без подъема колонны. За счет меньшей шероховатостивнутренней поверхности труб гидравлические сопротивления в ЛБТ (АБТ) примерно на20% ниже по сравнению со стальными бурильными трубами аналогичного сечения.
Однако ЛБТ (АБТ)имеют и недостатки. Нельзя эксплуатировать бурильные колонны, включающие ЛБТ (АБТ),при температурах выше 150°С, а также при наличии в скважине бурового раствора срН > 10 недопустима установка кислотных ванн.
Легкосплавные бурильныетрубы рекомендуется применять при бурении скважин с использованием забойных двигателей.
Кроме перечисленныхбурильных труб, вверху бурильной колонны имеется ведущая труба, присоединяемая кстволу вертлюга. Ведущая труба имеет квадратное сечение, поэтому ее часто называютквадратом. Она состоит из квадратной (или шестиугольной) толстостенной штанги свнутренним каналом, верхнего переводника для соединения с вертлюгом и нижнего переводника.Для предохранения резьбы нижнего переводника от износа при частых свинчиваниях иразвинчиваниях во время наращивания бурильной колонны на него навинчивается предохранительныйпереводник.
При спуско-подъемныхоперациях отвинчивают или свинчивают сразу несколько труб. Комплект таких труб называетсясвечой. Свеча имеет разную длину в зависимости от высоты вышки.
Бурильные трубыбывают обычной и повышенной (П) точности изготовления.
Примеры обозначениябурильных труб и муфт к ним.1-й тал. Труба В-114Х9-Д ГОСТ 631-75. Труба ВП-114Х9-ДГОСТ 631-75. Муфта В-114-Д ГОСТ 631-75.2-й тип. Труба Н-114Х9-Д ГОСТ 631-75. ТрубаНП-114Х9-Д ГОСТ 631-75. Муфта Н-114-Д ГОСТ 631-75.3-й тип. Труба ВК-Н4Х9-Д ГОСТ631-75.4-й тип. Труба НК-П4Х9-Д ГОСТ 631-75.
В трубах 1 и 2-готипов резьба обычная трубная, которая характеризуется треугольным профилем, угломпри вершине 60°, шагом 3,175 мм, конусностью 1: 16, числом ниток на длине 25,4 мм — 8.
В трубах 3 и 4-готипов резьба трапецеидальная, которая имеет профиль трапеции с размером верхнегооснования 1,99 мм и нижнего 2,18 мм, угол при вершине 30°, шаг резьбы 5,08 мм, конусность 1: 32, число ниток на длине 25,4 мм — 5.
Химический составсталей, из которых изготовляют бурильные трубы группы Д, в ГОСТ 631-63 не регламентирован;указывается лишь содержание вредных примесей — серы и фосфора (не более 0,045% каждого).
Трубы группы прочностиК и выше изготавливают из легированных сталей с последующей термообработкой (нормализация,нормализация с отпуском) или из углеродистых сталей с последующей закалкой и отпуском.Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться сертификатом, удостоверяющимсоответствие труб требованиям стандарта.
Заводы-изготовителибурильных труб: Первоуральский новотрубный завод, Никопольский завод стальных труб,Синарский трубный завод, Таганрогский металлургический завод и другие.
Соединение бурильныхтруб с высаженными концами производится с помощью соединительных муфт или с помощьюбурильных замков.
Резьба муфт оцинкованаили фосфотирована. При свинчивании труб с муфтами их резьбу покрывают специальнойсмазкой, обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей резьбу от задирови коррозии.
Муфты для труб условнымдиаметром 114 мм и менее поставляют из стали следующей группы прочности с болеевысокими механическими свойствами. Допускается поставка этих труб и муфт из сталиодной группы прочности. Трубы диаметром свыше 114 мм и муфты к ним поставляются одной группы прочности. Для предохранения резьбы труб и муфт от поврежденийприменяют специальные кольца и ниппеля.
Бурильный замокпо ГОСТ 631-63 состоит из двух деталей — ниппеля и муфты, соединяемых коническойзамковой резьбой (рис. 1)
Замки изготовляют по ГОСТ 5280-58, который предусматривает соединениятрех типов, отличающиеся между собой гидравлическими и прочностными характеристиками:
/>
Рис 1. Замковое соединение бурильных труб: слева — ниппель;справа — муфта
ЗН — замок с нормальнымпроходным отверстием;
ЗШ — замок с широкимпроходным отверстием;
ЗУ — замок с увеличеннымпроходным отверстием.
Замки могут бытьизготовлены из стали, отличающейся по химическому составу и механическим свойствамот стали бурильных труб.
Примеры условныхобозначений замков: А. Замок правый (с правой резьбой):
Замок ЗН-108 ГОСТ5286 — 58;
Замок ЗШ-118 ГОСТ5286-58;
Замок ЗУ-155 ГОСТ5286-53.Б. Замок левый (с левой резьбой):
Замок ЗН-108Л ГОСТ5286-58;
Замок ЗШ-118Л ГОСТ5280-58;
Замок ЗУ-155Л ГОСТ5280-58.
На ниппель и муфтукаждого замка на поясках для маркировки наносят товарный знак предприятия-поставщика,типоразмер замка, дату выпуска, номер стандарта.
На замках с левойрезьбой протачивается второй (меньшей ширины) поясок. Каждая партия замков сопровождаетсясертификатом, удостоверяющим соответствие качества замков требованиям стандартов.Обсадные колонны, обсадные трубы и их соединения. Элементытехнологической оснастки
Для крепления нефтегазовыхскважин используют обсадные трубы. Отечественная промышленность выпускает5 типов обсадных труб, которые отличаются типом резьбового соединения и производятсяв соответствии с ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним»:
трубы муфтовогосоединения с резьбой треугольного профиля, в том числе с удлиненной (обозначаются«удл»);
трубы муфтовогосоединения с резьбой трапецеидального профиля ОТТМ;
трубы муфтовогосоединения с резьбой трапецеидального профиля повышенной герметичности ОТТГ;
трубы обсадные безмуфтовые(раструбные) с резьбой трапецеидального профиля повышенной герметичности ТБО;
трубы обсадные безмуфтовые(гладкие) с резьбой трапецеидального профиля ОПм.
Эти трубы выпускаются,как и бурильные трубы, из стали семи групп прочности (Д, К, Е, Л, М, Р, Т) в двухисполнениях:
А — повышенной точностии качества;
В — обычное.
По условному диаметруимеется 19 типоразмеров этих обсадных труб: 114,127, 140,146,168,178, 194, 219,245,273,299,324, 340, 351, 377, 406, 426, 473 и 508 мм. Трубы выпускают длиной от 5 до 13 метров с различной толщиной стенки, регламентируемой ГОСТ 632-80.
Для крепления нефтегазовыхскважин используют также стальные трубы, выпускаемые в соответствии со стандартамиамериканского нефтяного института. Это трубы «Батресс» с трапецеидальнымтипом резьбы муфтового соединения и «Экстрем-Лайн» безмуфтовые раструбныес резьбой трапецеидального профиля.
На каждой обсаднойтрубе на расстоянии 0,4-0,6 м от конца, свободного от муфты, выбивают клеймом:
условный диаметр,мм;
порядковый номерв партии;
группу прочностиметалла;
длину резьбы, удя;
толщину стенки,мм:
товарный знак заводаизготовителя:
месяц и год выпуска.
Маркировка дублируетсясветлой краской по телу трубы.
При освоении и эксплуатациискважины применяют насосно-компрессорные трубы и насосные штанги.
Насосно-компрессорныетрубы изготовляют по ГОСТ 633-63 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним".Трубы выпускают двух типов: с гладкими концами и с высаженными наружу концами. Различиемежду ними заключается в соотношении прочности тела трубы и резьбового соединения.На рисунке 2 приведены разрезы соединительных элементов этих труб.
Гладкие трубы НКТвыпускают диаметрами 48,3; 60,3; 73,0; 88,9; 101,6; 114,3 с толщиной стенок 4,0;5,0; 5,5; 7,0; 6,5; 7,0, соответственно. НКТ с высаженными наружу концами имеютдиаметры 33,4; 42,2; 48,3; 60,3; 73,0; 88, 9; 101,6; 114,3 с соответствующей имтолщиной стенок 3,5; 3,5; 4,0; 5,0; 5,5; 7,0; 6,5; 8,0; 6,5; 7,0.
По длине трубы поставляют:
а) нормальной длинытрех групп: I группа — от 5, 5 до 8 м;
П группа — свыше8 до 8,5 м;
III группа — свыше 8,5 до 10 м; количество труб каждой труппы
устанавливаетсясоглашением сторон;
б) мерной длины- длины и допускаемые по ним отклонения устанавливают соглашением сторон.
Трубы и муфты кним изготавливают из сталей групп прочности
/>
Рис.2. Элементы резьбового соединения НКТ
Д, К, Е, Л и М.Трубы и муфты к ним изготавливают из материал одной группы прочности. Трубы гладкиеи муфты к ним из стал групп прочности К, Е, Л и М и трубы с высаженными концамистали всех групп прочности для снятия остаточных внутренних напряжений подвергаютсятермической обработке.
Насосные штангипредназначены для передачи движения от поверхностного привода к скважинномунасосу. Это стальные стержни круглого сечения, на концах которых высажены утолщенныеголовки. Головки имеют резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ключом(рис.59).
В соответствии сГОСТ 13877-80 штанги выпускаются длиной 8 метров. По заказу потребителя допускается изготовление штанг длиной 7,5 м. Кроме того, в комплект колонны штанг входят штанги укороченной длины — 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м. Штанги соединяются между собой соединительными муфтами, штанги разного диаметра — переводными муфтами.Выпускаются муфты с лысками под ключ и без лысок. Сальниковый шток, совершающийвозвратно-поступательное движение через сальниковое уплотнение на устье скважины,в отличие от обычных штанг, изготавливается без головок, на концах он также имеетстандартную резьбу. Для изготовления штанг используют различные стали, в том числекоррозионно-стойкие.
Важнейшим элементомспуско-подъемного комплекса является талевая система. Она предназначена для спускаи подъема бурильной колонны и колонны НКТ, для спуска обсадной колонны, поддержаниябурильной колонны на весу во время бурения скважины и ее промывки, подачи бурильнойколонны по мере углубления долота в породу. Талевая система состоит из неподвижногокронблока, подвижных талевого блока и крюка (крюкоблока), талевого каната, соединяющегонеподвижные и подвижные блоки кронблока и талевого блока, бурового крюка и штропов,с помощью которых на крюке подвешивается груз. На стационарных и некоторых
предвижных буровыхустановках неподвижный конец талевого каната специальным устройством (механизмомкрепления неподвижного конца талевого блока) крепится к основанию вышечного блока,а ходовой конец присоединяется к барабану лебедки. Механизм крепления неподвижногоконца талевого каната закрепляется на основании. Он имеет барабан, на который укладываетсянесколько витков каната, идущего от бухты. Этот барабан дает возможность по мереизноса каната перепускать его новые отрезки с бухты в талевую систему. При работеталевой системы барабан стопорится. У передвижных буровых установок, на подъемныхи ремонтно-буровых агрегатах неподвижный конец талевой системы крепится к силовойраме транспортного средства.
Подвешенный к крюкугруз Р распределяется между п струнами талевого каната, создавая натяжениев них, равное Р/п. Для увеличения грузоподъемности талевой системы увеличиваютчисло работающих струн талевого каната, что снижает скорость подъема груза. В зависимостиот условий бурения и класса буровой установки применяют оснастку талевой системы3x4, 4x5, 5x6, 6x7, 7x8 (первая цифра означает число работающих роликов талевогоблока, а вторая — кронблока). На подъемных агрегатах малой грузоподъемности можетиспользоваться оснастка 1x2 и 2x3. На рисунке 22 приведена наиболее распространеннаясхема крестовой оснастки талевой системы, при которой ось кронблока должна бытьпараллельна оси барабана лебедки, а ось талевого блока при этом расположится перпендикулярнок оси кронблока. Крестовая оснастка обеспечивает стабилизирующий момент на талевыйблок, который быстро гасит его колебания в горизонтальной плоскости.
На подъемных агрегатахможет применяться параллельная оснастка, при которой талевый канат пропускаетсячерез шкивы кронблока и талевого блока последовательно при параллельном расположенииих осей.
Для вышки высотой 41 м при оснастке 4x5 расходуется 450 м каната, а при оснастке 5x6 — 570 м. Для вышки высотой 53 м при оснастке 6x7 длина каната увеличивается до 850 м.
Кронблоки буровыхустановок и подъемных агрегатов конструктивно отличаются друг от друга главным образомчислом канатных шкивов, числом и расположением осей, на которых они смонтированы.Имеются одноосные кронблоки, у которых канатные шкивы Установлены на одной оси.Такие кронблоки используют в передвижных буровых установках, подъемных и ремонтно-буровыхагрегатах. Имеются также двухосные кронблоки с соосным расположением осей, на каждойиз которых установлено по три канатных шкива. (Рис. 3)
/>
Рис.3. Схема крестовой оснастки 5x6: 1 — барабан лебедки; 2- талевый блок; 3 — кронблок; 4 — механизм крепления неподвижного конца; 5 — защитнаятруба; 6 — барабан с канатомМетодика спуска обсадных колонн, технология цементирования
Наиболее распространенныйспособ крепления скважин — спуск обсадных колонн и цементирование пространствамежду колонной труб и стенками скважины. Число спущенных в скважину обсадных колонн,их размеры, наружный диаметр, диаметр ствола под каждую колонну, местоположениеинтервалов цементирования определяют понятие конструкции скважины (рис.4).Конструкция должна обеспечивать:
прочность и долговечностьскважины как технического сооружения;
проходку скважиныдо проектной глубины;
достижение проектныхрежимов эксплуатации;
максимально полноеиспользование природной энергии для транспортировки нефти и газа;
надежную изоляциюгазонефтеводонапорных горизонтов;
минимальный расходсредств на разведку и разработку месторождения;
возможность проведенияремонтных работ в скважине.
Диаметр эксплуатационнойколонны значительно влияет на стоимость скважины: чем он больше, тем, как правило,выше стоимость. Поэтому стремятся уменьшить этот диаметр. При бурении скважин вверхних слоях
/>
Рис.4. Конструкция скважин:а-с промежуточной колонной; б-с хвостовиком; в-с комбинированной эксплуатационнойколонной
(50-400 м) обычно проходят неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения,поэтому такиегоризонты перекрывают и изолируют. Первая обсадная колонна, перекрывающаяэти пласты, получила название кондуктор.
После спуска кондукторане всегда удается пробурить скважину до проектной глубины вследствие прохожденияновых «осложняющих» горизонтов (так называемые несовместимые условия бурения)или необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации вданной скважине. В таких случаях возникает потребность в дополнительных обсадныхколоннах называемых промежуточными (рис.78, а).
Пробурив скважинудо проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну. Если не существуетугрозы возникновения высокого избыточного внутреннего давления, в скважине с цельюэкономии металла и уменьшения стоимости новой обсадной колонны укрепляют лишь тотучасток ствола, который не был перекрыт предыдущей колонной. Такая колонна называетсяхвостовиком (рис.4, б).
Для решения проблем,связанных с прочностью обсадных труб, применяют так называемую комбинированную эксплуатационнуюколонну (рис.78, в), у которой диаметр верхней части больше диаметра нижней.
От правильного проведенияработ, выполняемых для успешного спуска колонн обсадных труб в скважину, зависитспуск башмака колонны до проектной глубины и качество цементирования. Работы, проводимыедля успешного спуска обсадных колонн, можно подразделить на четыре этапа: подготовкаобсадных труб и элементов оснастки колонны, подготовка бурового оборудования и инструмента,подготовка ствола скважины, непосредственно спуск колонны.
Подготовка обсадныхтруб и элементов оснастки заключается в том, что обсадные трубы и их резьбу проверяютна герметичность опрессовкой (обычно в специальном цехе), трубы заблаговременнодоставляют на буровую, длину каждой трубы замеряют стальной рулеткой и проверяютна овальность шаблоном, пронумеровывают все трубы в порядке их спуска в скважину.Все сведения (диаметр, толщина стенки, марка стали, завод-изготовитель и т.д.) заносятспециальный паспорт крепления скважины.
Одновременно с обсаднымитрубами доставляют на буровую элементы оснастки обсадной колонны (рис.5)и производят подготовку к спуску. К ним относятся башмачная направляющая пробка(конус), башмачный патрубок, башмак колонны,обратный клапан, упорное кольцо, центрирующие фонари и скребки.
Башмачная направляющаяпробка (рис.5, а) служит для направления низа обсадной колонны по стволу скважины.Применяют чугунные пробки, соединяемые резьбой с башмаком или башмачным патрубком,бетонные или деревянные пробки.
/>
Рис.5. Элементы оснастки обсадной колонны: а — оснастка низаобсадной колонны: 1 — направляющая пробка; 2 — башмак; 3 — башмачный патрубок сотверстиями; 4 — обратный клапан; б — обратный клапан: 1 гайка; 2 — шайба; 3 — пружина;4 — стержень; 5 — седло клапана; 6 — тарелка; 7 — корпус; в — центрирующие фонари:1 — пружинного типа; 2 жесткого типа; г — радиальные скребки
Башмак обсаднойколонны (см. рис.5, а) делают из толстостенного патрубка с резьбой под обсаднуюколонну. Башмачный патрубок (см. рис.5, а) применяют в случае спуска обсадной колонныдо забоя скважины, чтобы иметь возможность прокачать тампонажный раствор в затрубноепространство. Его изготовляют из толстостенной обсадной трубы. Нижний конец патрубкаимеет резьбу под башмак, а верхний — под муфту обсадной трубы.
Обратный клапан(рис.5, б) препятствует обратному движению тампонажного раствора после окончанияцементирования и не позволяет проникать вовнутрь колонны жидкости из скважины. Наиболеепрост по конструкции тарельчатый клапан. Он состоит из седла, дискового клапанас направляющим штоком и пружины. Дисковой клапан притирают к седлу для обеспечениягерметичности.
Упорное кольцо(стоп-кольцо) служит для остановки цементировочных пробок. Его устанавливают вышеобратного клапана, обычно на ближайшем стыке труб.
Центрирующие фонари(рис.5, а) предназначены для расположения обсадной колонны концентрично оси скважины.Применяют фонари пружинного и жесткого типов. Более широко применяют пружинные фонари.Они состоят из нескольких пружинящих планок, которые своими концами закреплены электросваркойна кольцах. Фонарь свободно надевают на обсадные трубы. Чтобы ограничить его осевоеперемещение, между верхним и нижним кольцами располагают упорное кольцо, котороеприваривают к обсадной колонне. Установка фонарей предохраняет колонну от прилеганияк стенкам скважины, тем самым облегчает ее спуск и улучшает качество цементирования.
Скребки используютдля механической очистки стенок скважины от глинистой корки с целью обеспеченияболее прочной связи образующегося цементного камня с породами, слагающими стенкискважины. Применяют радиальные (рис.79, г) и гребенчатые скребки. Радиальные скребкимогут быть установлены на кольцах пружинных фонарей. Во время спуска обсадной колонныпри возвратно-поступательном, вращательном или поступательном вниз движении скребкисвоими щетками снимают глинистую корку и обнажают породу на стенках скважины.
После спуска очереднойобсадной колонны производят ее цементирование. Перед проведением цементированияобсадных колонн определяют необходимую высоту подъема тампонажного раствора за колоннойс учетом требований ее безопасной эксплуатации, выбирают способ цементирования итампонажные материалы, взависимости от геологических и физико-химических условийпроведения работ, производят расчет цементирования скважины, на основании которогоопределяют количество требуемых материалов, число цементировочных агрегатов, цементно-смесительныхмашин и другого оборудования. Для различных геологических условий проведения работприменяют несколько способов цементирования обсадных колонн: одноступенчатое цементированиес разделительными пробками, манжетное цементирование, двухступенчатое цементирование,двухступенчатое цементирование методом встречных заливок, цементирование хвостовика,обратное цементирование и цементирование под давлением.
Одноступенчатоецементирование с разделительными пробками (рис.80) в практике применяют наиболеечасто. Процесс цементирования производят следующим образом. После подготовки скважинык цементированию и приготовления первой порции тампонажного раствора в обсаднуюколонну вставляют разделительную пробку. Одновременно с этим включаютцементировочные агрегаты и цементно-смесительные машины. Тампонажный растворпоступает в скважину (рис.6, а). После закачивания требуемой порциитампонажного раствора из цементировочной головки спускают верхнююразделительную пробку (рис.6, б) и приступают к закачиванию продавочнойжидкости, объем которой рассчитывают. Тампонажный раствор между двумя пробкамидвижется к забою скважины. Нижняя разделительная пробка, достигнув стоп-колъца,останавливается и под действием давления тампонажного раствора в нейразрушается перемычка. Тампонажный раствор через нижнюю пробку и башмак колонныпоступает в затрубное пространство (рис.6, в).
/>
Рис.6. Схема одноступенчатого цементирования с двумя разделительными пробками
Процесс продавливаниятампонажного раствора заканчивается при достижении верхней разделительной пробкойнижней и резком увеличении давления нагнетания (рис.6, г). Перед этим по объемузакаченной продавочной жидкости определяют остаток времени продавливания и переходятна работу одним агрегатом, чтобы избежать чрезмерного скачка давления в момент сигнала«Стоя».
Манжетное цементированиеотличается от описанного выше способа тем, что возникает необходимость нижнийинтервал обсадной колонны не цементировать. Такая необходимость возникает при опасностизацементировать сильно дренированные продуктивные пласты. Для этого выше продуктивногопласта над кольцом «Стоп» устанавливают заливочную муфту, а над продуктивнымпластом манжету или пакер, отделяющие продуктивный пласт от цементируемого пространства.Тампонажный раствор между двумя разделительными пробками поступает до заливочноймуфты и далее через ее отверстия поднимается вверх по затрубному пространству, непопадая в продуктивный пласт.
Двухступенчатоецементирование осуществляют с выходом первой порции тампонажного раствора черезбашмак обсадной колонны, а второй порции — через заливочную муфту. Такой способприменяют с целью уменьшения гидростатического давления столба тампонажного растворана стенки скважины.
Первый этап цементированияпроизводится аналогично одноступенчатому цементированию, однако разделительные пробкине используются. Нижнюю разделительную пробку продавливают
В после закачиванияпервой порции тампонажного раствора и продавочной жидкости в объеме несколько меньшем,чем объем обсадной колонны от башмака до муфты. После продавливания нижней пробкизакачивают вторую порцию тампонажного раствора, продавливают вторую разделительнуюпробку и закачивают продавочную жидкость. Процесс прекращается при получении сигнала«Стоп».
Схема двухступенчатогоцементирования приведена на рисунке 81.
Муфты, применяемыепри двухступенчатом цементировании, отличаются от муфт манжетного цементированиятем, что при закачивании первой порции тампонажного раствора их отверстия закрыты.
Их открытие осуществляетсяв момент посадки нижней разделительной пробки в свое гнездо за счет роста давления.
Цементированиехвостовика или нижней секции обсадной колонны при их секционном спуске, есликолонна спускается на большую глубину, отличается тем, что спуск производят на бурильныхтрубах. Обсадную и бурильную колонны соединяют переводником с левой резьбой дляих разъединения после цементирования. При спуске хвостовика его заполняют буровымраствором. После спуска в бурильные трубы закачивают требуемое количество тампонажногораствора и продавливают его жидкостью из расчета заполнения внутреннего объема бурильнойи обсадной колонн, исключая объем тампотажного раствора в нижней части обсаднойколонны (цементный стакан). После этого отвинчивают бурильную колонну вращениемвправо, приподнимают на несколько метров и осуществляют промывку, чтобы удалитьтампонажный раствор выше верхней муфты хвостовика.
/>
Рис.7 Схема двухступенчатого цементирования: а — положение до открытия отверстийв цементировочной муфте; 6 — положение после открытия отверстий в цементировочноймуфте: 1 — верхнее седло; 2 — верхний цилиндр; 3 — отверстие для выхода тампонажногораствора; 4 — нижнее седло; 5 — нижний цилиндр; 6 — муфта для двухступенчатого цементирования;7 — обсадная колонна; 8 — обратный клапан; 9 — направляющий башмак
При цементированиихвостовиков может быть использована цементировочная пробка, состоящая из двух частей(рис.7). Верхняя часть пробки разделяет тампонажный раствор и продавочную жидкостьи проходит через бурильные трубы. Нижняя часть закреплена на штифтах к бурильнымтрубам. Штифты срезаются при соединении обеих частей пробок за счет роста давления.При достижении нижнего положения (рис.7, в) получают сигнал «Стон», Обратноецементирование заключается в закачивании тампонажного раствора непосредственнов затрубное пространство. Его применяют при наличии в разрезе скважины пород низкойпрочности, вызывающих поглощения при росте давления. Процесс цементирования заключаетсяв следующем. После подготовки скважины к цементированию вокруг обсадной колоннына устье делают специальный короб, в который и заливают тампонажный раствор. Обсаднаяколонна оборудуется головкой с краном для выхода бурового раствора или воды. Открываякран, создают возможность вытеснения тампонажного раствора буровым за счет разностиих плотности. Скорость движения тампонажного раствора в затрубное пространство достигаетзначительных величин и регулируется величиной открытия крана. Таким образом, цементировочныеагрегаты при этом способе цементирования можно не применять. К недостаткам способаотносятся: скопление в зоне башмака обсадной колонны недоброкачественного тампонажногораствора из-за наличия в нем кусков породы со стенок скважины и смешивания его сбуровым раствором; сложность точного определения момента вхождения тампонажногораствора через башмак в обсадную колонну. В настоящие время этот способ цементированияусовершенствован. В частности момент окончания цементирования можно определять спомощью радиоактивных изотопов и другими приборами.
Цементирование поддавлением применяют в большинстве случаев при неудачном первичном цементированиис целью ликвидации пластовых перетоков. Для этого небольшие порции нагнетают в каналы,образованные перетоками пластового флюида, или пустоты в кольцевом пространстве,оставшиеся не заполненными при первичном цементировании. При цементировании поддавлением обычно применяют способ, предложенный Н.К. Байбаковым. Устье скважиныоборудуют согласно рисунку 8.
/>
Рис.8. Составная цементировочная пробка для цементирования хвостовиков:1 — бурильные трубы; 2 — верхняя часть пробки; 3 — нижняя часть пробки; а, б, в — этапыдвижения частей пробки
/>
Рис.9. Схема обвязки для цементирования по способу Н.К. Байбакова: 1, 1', 2, 2'; 3, 3' 4, 5, 6, 7, 7' — задвижки (краны); 8 — цементировочныеагрегаты; 9 — заливочные трубы
Для цементированияприменяют два цементировочных агрегата. Цементирование осуществляют в следующемпорядке. После испытания на поглощение и опрессовки обвязки оборудования начинаютзакачивать тампонажный раствор через задвижки 1,2, Г и 2\ Жидкость, заполняющаяскважину, вытесняется и выходит через задвижки 3, 4 и 5. Задвижки 3, 6, 7 и 7' закрыты.Чтобы предотвратить закачивание тампонажного раствора в продуктивный пласт, задвижки4 и 5 закрывают, когда по расчету тампонажный раствор не достигнет фильтра или интервалаперфорации на высоту, занимаемую 1 м3воды. С этого моментаначинается продавливание тампонажного раствора. При этом давление продавливанияможет возрастать до значительных величин (иногда до 30 МПа). По окончании продавкитампонажный раствор вымывают при обратной циркуляции промывки. Воду закачивают череззадвижки 6, 4, 3 и 3' а из скважины жидкость выходит по заливочным трубам и задвижкам1, 1' 7 и 7' При этом задвижки 2, 2' и 5 закрыты. Давление в скважине сохраняютдо начала схватывания тампонажного раствора, после чего его снижают и демонтируютоборудование.
После цементированияобсадных колонн производят оценку качества крепления скважины. Для этогопроизводят скважинные геофизические исследования и колонны испытывают на герметичность.Наиболее часто применяют на этой стадии такие методы скважинной геофизики, как акустический,радиационный и термокаротаж, позволяющие определить высоту подъема тампонажных растворов,качество контактов цементного камня со стенками скважины и обсадными колоннами,фактическую плотность и наличие дефектов в цементном камне. Повторные замеры акустическимцементомером позволяют определить влияние на состояние контактов между обсаднойколонной и цементным камнем воздействий. связанных с различными работами в колонне(опрессовка, перфорация и др.). После установленного времени ожидания затверденияцемента (ОЗЦ) и выполнения геофизических работ обсадную колонну и скважину проверяютна герметичность. Испытания проводят двумя методами — опрессовкой давлением и снижениемуровня жидкости. Для проверки всех обсадных колонн на прочность и герметичностьопрессовкой их выдерживают под определенным внутренним давлением в течение 30 минут.При таких испытаниях обсадных колонн давление опрессовки должно на 10% превышатьмаксимальное ожидаемое давление на устье при бурении, освоении и эксплуатации скважины.
Во всех случаяхдавление на устье при опрессовке должно быть не менее приводимых в таблице 1 значений.
Кондукторы и промежуточныеколонны при установке на них противовыбросового оборудования опрессовывают дважды.Первая опрессовка проводится до разбуривания цементного стакана. Колонна при этомзаполняется водой на глубину 20-25 м, считая от устья, остальная ее часть можетбыть также заполнена водой либо буровым раствором. Повторная опрессовка проводитсяпосле разбуривания цементного стакана и углубления скважины ниже башмака колоннына 1-3 м. При этом проверяют герметичность цементной оболочки за обсадной колонной.
Таблица 1. Минимальныедавления опрессовки обсадных колоннДиаметр колонны, мм 377-426 273-351
219 —
245 178-194 168 141-146
114 —
127
Давление
на устье, МПа 5 6 7 7,5 9 10 12
Для опрессовки вскважину спускают бурильную колонну до забоя, закачивают порцию воды из расчета,чтобы вода поднялась выше башмака обсадной колонны на 10-20 м, затем закрывают превентор и на устье нагнетанием жидкости создают давление Ру=1,05 Ртах где Ртах — ожидаемое максимальноевнутреннее давление при закрытии превентора во время выброса.
Опрессовка эксплуатационныхколонн проводится после проверки положения цементного стакана, а при необходимостипосле его разбуривания до установленной отметки. В скважинах с обсадными колоннами,зацементированными ступенчато или секциями, испытание на герметичность проводитсядо разбуривания цементного стакана верхней секции, а затем после разбуривания цементногостакана каждой следующей секции.
При опрессовке эксплуатационнойколонны ее по всей длине заполняют водой. В скважинах, при опробовании и эксплуатациикоторых не ожидается избыточного давления на устье, эксплуатационные колонны проверяютна герметичность снижением уровня. После ремонтных цементирований и установки цементныхмостов для испытания лежащих выше горизонтов эксплуатационные колонны также дополнительнопроверяют понижением уровня жидкости в них.
В газовых и нефтяныхскважинах с высоким давлением после монтажа колонной головки приустьевую часть эксплуатационныхколонн и устьевое оборудование дополнительно опрессовывают газом. Испытание проводятс использованием компрессора, обеспечивающего необходимое давление. При отсутствиитакого компрессора в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, промывают ееводой с одновременной аэрацией имеющимся компрессором. Этим же компрессором создаютмаксимальное давление в пространстве между опущенными трубами и обсадной колонной,тем в трубы нагнетают воду до необходимого давления опрессовки. Для эксплуатационныхколонн может быть проведено только одно испытание инертным газом.
Колонна считаетсявыдержавшей испытание на герметичность, если после замены раствора водой отсутствуетперелив жидкости, выделение газа, а также, еслидавление за 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания менее7 МПа, а при давление испытания выше 7МПа — не более чем на 0,3 МПа. Наблюдениеначинается через 5 мин после создания в колонне требуемого давления.
При удовлетворительномкачестве крепления скважины производят вторичное вскрытие пласта перфорацией,если конструкцией скважины предусмотрен закрытый забой, и затем приступают квызову притока пластового флюида в скважину. Вызов притока может быть совмещенсо вторичным вскрытием пласта, когда оно проводится при превышении пластового давлениянад забойным, то есть на депрессии. Вскрытие пласта перфорацией и вызов притокапластового флюида может производиться не только при освоении скважины, но и приее ремонте.
Материалы для приготовления буровых и тампонажных растворов
Для придания буровомураствору определенных свойств и поддержания их в процессе бурения его обрабатываютхимическими веществами-реагентами. В качестве реагентов используют каустическуюсоду NaOH, кальцинированную соду Na2C03, углещелочной реагент (УЩР), гексаметафосфат натрия(ГМФН), сульфитспиртовую барду (ССБ), конденсированную сульфитспиртовую барду (КССБ),натриевую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), хлористый натрий NaCl,хлористый калий КСl, хлористый кальций СаС12,гашеную известь Са (ОН) 2, крахмал, жидкое стекло Na2Si03, графит, нитролигнин, хлорлигнин, полифенолы,гидролизованный полиакрилонитрин (гипан) и многие другие.
Основное сырье дляпроизводства цемента — известковые и глинистые породы (известняк, глина, глинистыйсланец), а также другие минералы с высоким содержанием карбоната кальция. Сырьемтакже может служить песок, железная руда и др.
Сухие сырьевые материалытонко измельчают и смешивают в определенных пропорциях. Химический состав сухойсмеси определяют лабораторным путем и при необходимости корректируют. Эту смесьравномерно подают в верхнее отверстие вращающейся печи, расположенной наклонно кповерхности земли. Пока смесь медленно перемещается к нижней части печи, с помощьюгорящего жидкого топлива и порошкообразного угля поддерживают в печи температуру1427-1538°С. При этих условиях в сырьевой смеси происходит химическая реакция, врезультате которой образуется новый материал — клинкер. Размеры клинкера бываютразличными — от пыли до гранул диаметром в несколько сантиметров. Затем клинкернаправляют в воздушные охладители, где его подвергают закалке за счет быстрого охлаждениявоздухом и отправляют на хранение.
После определенногопериода хранения клинкер измельчают совместно с определенной добавкой гипса и другихвеществ, и получается новый материал, называемый портландцементом.
При приготовлениицементных растворов применяют также цементы иного состава и различные добавки, изменяющиескорость затвердевания раствора и его плотность. В таблице 8 приведены области примененияразличных тампонажных цементов.
Рецептура буровых и тампонажных растворов, их основныепараметры, приборы контроля параметров
На всех этапах сооруженияи ремонта нефтегазовой скважины применяются различные материалы. Некоторые из материаловдолжны иметь строго регламентируемые свойства для безаварийной проводки скважины.К таким материалам относятся, прежде всего, буровые растворы, в более широком смысленазываемые промывочными жидкостями, и их компоненты, и цементные, в более широкомсмысле тампонажные, растворы, используемые для крепления обсадных колонн.
Состав промывочнойжидкости, обеспечивающей эффективность процесса бурения скважин, определяется:
1) геологическимстроением района работ;
2) техническимиусловиями бурения;
3) требованиямик охране окружающей среды;
4) особенностямиорганизации промывочного хозяйства.
Как правило, промывочнаяжидкость — это глинистый раствор, но применяют и безглинистые буровые растворы.
По влиянию на структуруи вязкость буровых растворов все реагенты можно разделить на три группы: стабилизирующие,структурообразующие и пептизирующие. Углещелочной реагент (УЩР) и торфощелочнойреагент (ТЩР) широко применяются для обработки растворов с целью снижения водоотдачи,вязкости, статического напряжения сдвига (СНС) и повышения стабильности. Эти реагентыявляются натриевыми солями гуминовых кислот, растворимых в воде. Их можно получитьнепосредственно на буровой из бурого угля или торфа путем воздействия на них каустическойсодой. Для этого в определенном лабораторным путем соотношении помещают в глиномешалкудробленый бурый уголь или торф и каустическую соду, добавляют воду, проводят тщательноеих перемешивание. Через некоторое время (порядка суток) основная масса растворимыхгуминовых кислот перейдет в раствор и прореагирует с каустической содой.
В 1962 г. начато изготовление и применение сухих углещелочных реагентов, полученных аналогичным образомв заводских условиях. Их использование упрощается до простого введения непосредственнов циркулирующую систему или глиномешалку определенного количества реагента.
Сульфит-спиртоваябарда (ССБ) является отходом целлюлоз но-бумажного производства и применяется дляснижения вязкости, водоотдачи и толщины образуемой глинистой корки.
Эффективным и удобнымв транспортировании является конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ, применяемаятакже для регулирования вязкости, водоотдачи и СНС.
Карбоксиметилцеллюлоза(КМЦ) является наиболее эффективным реагентом для стабилизации и снижения вязкостибуровых растворов, особенно в условиях воздействия агрессивных высокоминерализованныхсред (разбуривание пластов солей, внедрение в раствор рассолов, использование сильноминерализованных растворов).
Схема влиянияосновных химических реагентов, применяемых для обработки буровых растворов,на их свойства, разработанная во Всесоюзном научно-исследовательском институте буровойтехники (ВНИИБТ), представлена на рисунке 110.
В условиях высокихтемператур (на забое глубоких скважин температура окружающих пород может достигать200°С и более) влияние многих реагентов на параметры раствора снижается. Наиболееустойчивы к температурным воздействиям сульфоэфиры, целлюлоза, КМЦ. Однако стабилизирующеевоздействие последней в условиях высоких температур снижается, и ее добавки требуютсяв больших количествах. Термостойкими реагентами являются УЩРи КССБ, но ихприменение ограничено пресными растворами. Наибольшую термостойкость растворам придаетгипан (гидролизованный полиакрилонитрин), созданный на основе водорастворимых полимеров.Для снижения вязкости при высоких температурах используют соли хроматной кислоты(хроматы и бихроматы калия и натрия). Они наиболее эффективны при температуре более100°С, когда другие реагенты для снижения вязкости неэффективны.
Регулирование разностипластового и гидростатического давления в системе «скважина-пласт» осуществляетсярегулированием плотности промывочных жидкостей. Для снижения плотности ниже 1 г/смзиспользуют аэрацию промывочных жидкостей, а для повышения их плотности применяютутяжелители.
Для утяжеления промывочнойжидкости в зависимости отвели чины ее плотности, которую требуется получить, используюраз личные материалы. Использование малоколлоидных глин в качестве наполнителейраствора позволяет увеличить его плотность на 0,2-0,3 г/смз. Применениемолотого мергеля, мела и известняка способствует увеличению плотности 0,3-0,5 г/см3.
Достижение больших величин плотности бурового растворавозможно при использовании барита, гематита и магнетита.
Барит BaS04 — белый порошок, получаемый из минеральногобарита или химических отходов. Его плотность колеблется в пределах от 3,5 до 4,2г/смз. Баритовый утяжелитель менее абразивен, хорошо адсорбируется глинистымиминералами. При его применении можно получить стабильные буровые растворы с плотностьюдо 2,0-2,5 г/см3.
Гематит и магнетит являются продуктами измельчения соответствующихруд, имеют плотность в пределах 3,8-4,7 г/см3. При использовании в качествеутяжелителя отличаются повышенным абразивным воздействием.
В процессе проводки скважин в буровой раствор поступаютразрушенная порода (шлам) и пластовая жидкость. Указанные компоненты влияют на свойствабурового раствора. Например, при разбуривании пластов глин в буровой раствор поступаетбольшое количество глинистых минералов, способных диспергировать и увеличивать вязкостьи СНС растворов. Пластовые воды могут быть сильно минерализованы и вызывать коагуляциюбурового раствора.
Для поддержания параметров бурового раствора в требуемыхпределах применяют его физико-химическую обработку. Существует два варианта обработки.Первый заключается в разбавлении бурового раствора водой при увеличении его вязкостии СНС. При этом увеличиваются водоотдача и толщина глинистой корки. Для поддержанияэтих параметров раствор обрабатывают реагентами, снижающими водоотдачу, а плотностьраствора регулируют добавлением утяжелителей. Такой вариант прост, но требует большогорасхода реагентов и утяжелителя и приводит к наработке излишнего объема раствора.Второй вариант включает механическое удаление шлама и излишков диспергированныхчастиц твердой фазы с последующей обработкой химическими реагентами и добавлениемили регенерацией утяжелителя. Во втором случае объем раствора не увеличивается и резко сокращается расход реагентов и утяжелителя.
Цементный раствор,применяемый для крепления скважин, выполняет следующие функции:
1) разобщение (исключаетсясообщение) проницаемых горизонтов в скважине;
2) обеспечение механическойопоры для обсадной колонны;
3) защита обсаднойколонны от коррозии сульфатсодержащими пластовыми водами;
4) укрепление исоздание опоры для стенок скважины (совместно с обсадной колонной) для предотвращенияобвала пород.
Кроме расходныхматериалов, при строительстве скважины используют различные конструкционные материалы.Часть этих материалов используют в виде изделий заводского изготовления, а частьприменяется при сооружении различных устройств на месте проведения буровых работи ремонте оборудования. Сюда относятся металлы, пластические массы, древесные материалы,железобетон.
Таблица 2. Рекомендуемые области применения тампонажныхцементовПризнаки
Состав цемента
По температуре применения
По средней
плотности
цементного теста
По устойчи-
вости к воздействию агрессивных ппастовых вод
По объем-
ным дефор-
мациям при схватывании Тампонажные цементы на основе портландцементного клинкера бездобавочные Для нормальных и умеренных температур Нормальное Требования не предъявляются Требования не предъявляются с минеральными добавками То же Облегченное, нормальное и утяжеленное Устойчивы к сульфатным пластовым водам Тоже со специальными добавками Для низких, нормальных и повышенных температур Нормальное То же, при введении соответствующих специальных добавок Тоже с минеральными и специальными добавками
Для низких,
нормальных,
повышенных
и умеренно
высоких
температур Облегченное, нормальное, утяжеленное Устойчивы к сульфатным пластовым водам и другим видам агрессии Требования не предъявляются; расширяющиеся безусадочные Тампонажные цементы на основе глиноземистого цемента Для низких и нормальных температур Облегченное, нормальное Требования не предъявляются Расширяющиеся безусадочные Цементы бесклинкерные Для повышенных, высоких, сверхвысоких и циклически меняющихся температур Облегченное, нормальное и утяжеленное Устойчивы к сульфатным пластовым водам Требования не предъявляются /> /> /> /> /> /> />
Основы вскрытия и испытания продуктивных пластов
Вторичное вскрытиепроводят различными методами. Применяют пулевую, торпедную, кумулятивную, гидропескоструйную,гидромеханическую, механическую и химическую перфорации. Наибольшее применение получиловторичное вскрытие пласта кумулятивной перфорацией. Кумулятивные перфораторыобеспечивают наибольшее проникновение перфорационного канала в пласт и просты виспользовании. Лучшие кумулятивные перфораторы позволяют получить каналы длиной 1,3 метра. Для кумулятивной перфорации используют корпусные и бескорпусные перфораторы.В безкорпусных перфораторах кумулятивные заряды закрыты герметичной оболочкой испускаются в скважину в виде гирлянды на стальной ленте (рис.10, а). В корпусныхперфораторах кумулятивные заряды монтируют в металлическом корпусе однократногоили многократного применения. На рисунке 9 (б) изображен корпусный кумулятивныйперфоратор многократного использования. Спуск перфоратора в интервал вторичноговскрытия пласта производят на колонне труб НКТ или на канат-кабеле. В последнемслучае перфоратор спускают либо непосредственно через обсадную колонну, либо черезколонну труб НКТ. Существуют два основных способа вторичного вскрытия — на репрессии,когда забойное давление превышает пластовое, и на депрессии, при забойном давлениименьше пластового. Вторичное вскрытие на депрессии производят с использованием герметизирующегоустьевого оборудования.
После вторичноговскрытия продуктивного пласта перфорацией приступают к вызову притока флюида изнего, если эти операции не были совмещены. В основе всех способов вызова притокалежат три технологических приема создания депрессии на продуктивный пласт:
уменьшение плотностижидкости в скважине;
снижение уровняжидкости в скважине;
снижение давленияв интервале продуктивного пласта с помощью струйных насосов.
Всего известно более20 способов вызова притока, в которых использованы перечисленные технологическиеприемы создания депрессии на продуктивный пласт. Из них наиболее часто применяемымиявляются следующие три.
Вызов притокапутем замещения жидкости в эксплуатационной колонне. На устье установлена фонтаннаяарматура с трубной головкой. В скважину спущены НКТ до уровня перфорационных отверстий.Затрубное пространство обвязано с насосным агрегатом. В затрубное пространство закачиваютжидкость меньшей плотности, которая создает гидростатическое давление меньше пластового.Жидкость из НКТ сливается в сборную емкость. Когда жидкость меньшей плотности достигаетзабоя, начинают снижать подачу насосного агрегата, снижая гидродинамическую составляющуюдавления на пласт. При возникновении депрессии на пласт пластовый флюид начинаетпоступать в скважину, изливаясь через НКТ в сборную емкость. Величину депрессиирегулируют плотностью легкой жидкости, а противодавление на пласт подачей насосногоагрегата и диаметром НКТ, так как гидродинамические потери в колонне НКТ, приложенныек забою скважины, зависят от ее внутреннего диаметра и от скорости потока в нейжидкости освоения. Этот способ применяют обычно в скважинах с АВПД.
Вызов притокаиз пласта заменой жидкости в скважине на двухфазную пену. Данный способ являетсяразвитием метода аэрации жидкости освоения. Технология здесь отличается только тем,что в жидкость освоения добавляют поверхностно-активное вещество, например сульфанолв количестве 0,1-0,3%. На выходе аэратора получается достаточно стабильная пена,плотность которой легко регулируется соотношением газа и жидкости в пределах 200+800кг/м3. В этом способе после достижения требуемой депрессии циркуляциюпрекращают на 2-3 часа в ожидании притока пластового флюида. Если притока нет, циркуляциюостанавливают. Имеется разновидность этого метода, в котором вместо аэратора используютэжектор. Применение эжектора позволяет использовать для нагнетания газа компрессорсреднего давления, так как сам эжектор является струйным насосом, работающим засчет энергии струи жидкости освоения. На рисунке 85 приведена схема обвязки устьяскважины при вызове притока газированными жидкостями и двухфазными пенами.
Вызовов притоказа счет снижения уровня поршневанием (свабированием). На устье установленафонтанная арматура с трубной головкой, оснащенная лубрикатором, представляющим собойтрубу, монтируемую через задвижку в верхней части фонтанной елки. В верхней частиэтой трубы имеется герметизирующий ввод для канат-кабеля. Уровень жидкости в скважинеснижают при помощи специального, спущенного в НКТ через лубрикатор, поршня (сваба)с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении- при спуске его в скважину Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальнымзазором. Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате припомощи лебедки подъемного агрегата на 100-500 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюсянад поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или дополучения пластового флюида. После получения притока сваб выводят из НКТ в лубрикатор.
/>
Рис.10. Кумулятивные перфораторы: а — ленточный кумулятивный перфораторПКС105: КН — кабельный наконечник; 1 — головка перфоратора; 2 — стальная лента;3 — шнур; 4 — заряд; 5 — взрывной патрон; 6 — груз; б — корпусный кумулятивный перфораторПК105ДУ: 1 — взрывной патрон; 2 — шнур; 3 — заряд; 4 — электропровод
В процессе проводки, освоения и ремонта скважины возможны осложненияи аварии, вызванные как технологическими, так и геологическими факторами.В связи с этим буровые предприятия должны уже на стадии проектирования строительстваскважины или куста скважин разрабатывать совместно с проектными организациями мерыпо предупреждению и ликвидации аварий и осложнений,
Контрольно-измерительные приборы и аппаратуры
Безаварийная проводкаскважины, ее освоение и ремонт в значительной степени определяется достоверностьюи полнотой информации о текущих параметрах, как процесса бурения, освоения, ремонта,так и оборудования буровой установки, ремонтно-бурового и подъемного агрегатов.Одним из наиболее важных параметров, контролируемых на буровой установке, ремонтно-буровоми подъемном агрегате, является нагрузка на крюке. Она измеряется либо гидравлическиминдикатором веса, либо с помощью электронного (тензометрического) датчика веса.
Современный гидравлическийиндикатор веса изображен на рисунке 106.
Он предназначендля измерения и регистрации усилий натяжения неподвижного конца талевого канатапри бурении и капитальном ремонте скважин. Величина натяжения талевого каната пропорциональнавесу на крюке. Индикатор состоит из (справа налево) трансформатора давления ТД,который преобразует натяжение каната в давление гидравлической жидкости, самопишущегоманометра, показывающего манометра и пресс-бачка (гидроциндр одностороннего действияс винтовой подачей поршня) для нагнетания гидравлической жидкости при настройкеиндикатора. Все эти составляющие индикатора веса обвязаны между собой гибким меднымкапилляром. Гидравлическую систему индикатора заполняют полиметилсилоксановыми жидкостямиПМС-5; ПМС-6; ПМС-10 гост 13032-77. Трансформаторы давления выпускают на талевыеканаты диаметрами от 15 до 38 мм и величину натяжения от 60 до 320 кН. В гидросистемугидравлического индикатора веса включают также сигнализирующий манометр, электрическийсигнал с которого поступает на систему блокировки буровой лебедки при превышениимаксимально допустимой нагрузки на крюке. В последнее время гидравлические индикаторывеса стали вытесняться электронными индикаторами веса, у которых вместо трансформаторадавления установлен тензорезистивный датчик натяжения неподвижной ветви талевогоканата, который формирует электрический сигнал, пропорциональный весу на крюке.Электрический сигнал с датчика поступает на первичный преобразователь сигнала идалее на электронное табло. Применение электронных индикаторов веса позволяет легковыделять из веса на крюке сигнал пропорциональный нагрузке на долото, которая являетсяважнейшим параметром режима бурения. Электронный способ регистрации веса на крюкев первую очередь применяют в компьютерных информационно-измерительных системах новейшихбуровых установок.
Для измерения давленияна различных участках манифольда и противовыбросового оборудования буровых установокиспользуют манометры с поршневыми средоразделителями, отделяющими буровойраствор от гидравлической жидкости в манометре. Измерение расхода бурового растворана входе в бурильную колонну производят наиболее точно с помощью электромагнитныхдатчиков расхода или по числу двойных ходов буровых насосов. В электромагнитномдатчике расхода буровой раствор протекает через участок специального созданногопоперечного магнитного поля.
/>
Рис.11. Гидравлический индикатор веса ГИВ-6 М2
/>
Рис.12. Электромагнитный датчик расхода
В результате этогона двух электродах, расположенных ортогонально как к магнитному полю, так и к потокубурового раствора, возникает разность электрических потенциалов, пропорциональнаярасходу. Внешний вид электромагнитного датчика расхода приведен на рисунке 107.
Число двойныхходов бурового насоса фиксируется электромагнитным счетчиком перемещений. Дляэтого на штоке насоса закрепляют либо металлический флажок, либо постоянный магнит,которые, пересекая катушку датчика, формируют на ней импульсный сигнал. Импульсныйсигнал приводится к необходимому виду в первичном преобразователе сигнала и затемподается на счетчик импульсов. Частота следования импульсов равна числу двойныхходов насоса.
Расход буровогораствора на выходе из скважины, в желобной системе, измерять электромагнитнымрасходомером нельзя, из-за постоянно меняющегося сечения струи. Для оценки расходана выходе используют датчик, реагирующий на уровень и линейную скорость потока буровогораствора, в качестве которого наиболее часто применяют датчик с резистивным илиэлектромагнитным измерителем угла отклонения лопатки, погруженной в текущий по желобураствор.
Глубину погружениябурильной колонны в скважину определяют по измерению полного угла поворота барабаналебедки. Для этого используют передачу вращения от барабана лебедки на вал датчикас помощью клинового ремня или датчик устанавливают между шпинделем вертлюжка и однимиз валов лебедки. Вращение вала датчика контролируется обычно оптическими методами.Сигналы с датчика обрабатываются микроконтроллером и поступают далее на электронноетабло.
Уровень растворав емкостях циркуляционной системы измеряют поплавковыми датчиками и ультразвуковымиУровнемерами. В первом случае (рис.108) поплавок через штангу соединен с движкомпеременного резистора, который и выдает сигнал, пропорциональный уровню буровогораствора. Во втором случае уровень определяется по времени прихода отраженного отповерхности бурового раствора импульсного акустического сигнала.
Плотность буровогораствора может быть эпизодически измерена ареометром. Ареометр представляетиз себя груз определенной средней плотности с измерительной линейкой, который погружаетсяна глубину, зависящую от плотности бурового раствора. Другой разновидностью ареометраявляется герметичная емкость фиксированного объема с измерительной линейкой. Емкостьзаполняют раствором и погружают в воду. Глубина погружения пропорциональна плотностираствора.
Датчики непрерывногоконтроля плотности имеют тензорезистивные преобразователи натяжения нити, удерживающиепогруженный в буровой раствор груз. Используется также мембранные тип датчика плотностибурового раствора, у которого тонкая мембрана с нанесенным на нее тензорезисторомотделяет буровой раствор от заполненной газом камеры. Деформация мембраны, пропорциональнаяплотности бурового раствора, меняет измеряемое сопротивление тензорезистора.
Имеется также комбинированныйдатчик плотности и глубины раствора в емкостях. В связи с тем, что с ростом глубиныпогружения в буровой раствор давление растет, а темп роста давления определяетсяплотностью раствора, имея два мембранных датчика плотности с фиксированной разностьюглубины погружения, можно по измеренным давлениям на двух разных глубинах погружениявычислить и плотность раствора, и его уровень в емкостях:
р= (P2-P1) / (g./>h); h= (P./>h)/ (P2 — P1) + h1
где Р2 — давление на уровне нижнего датчика; P1 — давление на уровне верхнего датчика; />h — расстояниемежду датчиками по вертикали; h1 — расстояниеот дна емкости до верхнего датчика по вертикали; g — ускорение свободного падения.
Момент на роторебуровых установок измеряют с помощью тензорезистивных датчиков, устанавливаемыхна элементах привода ротора. Реактивный момент на роторе, при бурении турбобуром,измеряется датчиком с тензорезистивным преобразователем, устанавливаемым между корпусоми столом ротора (рис.109). В компьютерных информационно-измерительных системах буровыхустановок применяют и другие датчики технологического контроля.
В новейших буровыхустановках Волгоградского завода буровой техники использована компьютерная информационно-измерительнаясистема СГТ-Микро, а объединение «Уралмаш» использует в своих современныхбуровых установках компьютерные информационно-измерительные системы КУБ-01 и СГТ-Микро.Для контроля электрических параметров электрооборудования буровой установки применяютизмерители тока — амперметры, измерители напряжения — вольтметры, измерители потребляемоймощности — ваттметры, измерители расхода электрической энергии — электрические счетчики.Профилактика и ремонт бурового оборудования
Системой техническогообслуживания и ремонта предусмотрено:
техническое обслуживаниеоборудования (ТО);
текущий ремонт(ТР);
капитальный ремонт(КР).
Техническоеобслуживание (ТО)
ТО осуществляетсядля предупреждения прогрессирующего износа деталей и сопряжений путем своевременногопроведения регулировочных работ, смазки, выявления возникающих дефектов и их устранения.
В ТО входит контрольтехнического состояния, очистка, смазка, замена отдельных составляющих частей илиих регулировка в целях предупреждения повреждений, а также часть работ по устранениюповреждений.
ТО выполняется согласнотребованиям инструкций по эксплуатации оборудования в плановом порядке и, по возможности,во время технологического простоя оборудования. Контроль осуществляет отдел главногомеханика. ТО подразделяется на два вида:
ежедневное техническоеобслуживание;
периодическое техническоеобслуживание, выполняемое после отработки машиной определенного количества часовили дней.
Периодическое техническоеобслуживание оборудования на объектах, не имеющих постоянного обслуживающего персонала,проводится силами отдела главного механика.
Ежедневное и периодическоетехническое обслуживание оборудования на объектах, имеющих обслуживающий персонал,проводится силами этого персонала.
Комплекс работ приТО:
очистка оборудования;
проверка болтовыхсоединений, при необходимости замена
шплинтов и другихэлементов стопорения;
проверка соответствияпоказаний приборов измеряемым вели чинам и регулировка контрольно-измерительныхприборов и аппаратуры
проверка надежностиработы пусковых и тормозных устройств;
проверка натяжения ремней, цепей и тросов;
проверка действияпневматических и гидравлических систем-
проверка состояниящитов ограждения, предохранительных клапанов;
проверка состояниясмазочных систем;
замена быстроизнашивающихсядеталей;
смена смазки в соответствиис картой смазки.
Текущий ремонт(ТР)
ТР осуществляетсяв процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности оборудования.
При ТР производитсячастичная разборка оборудования, ремонт отдельных узлов или замена изношенных деталей,сборка, регулировка и испытание согласно инструкции по эксплуатации.
Узлы оборудования,требующие ремонта, заменяются заранее отремонтированными или новыми.
ТР на месте эксплуатацииосуществляется силами отдела главного механика, при необходимости привлекается обслуживающийперсонал.
ТР предусматриваетсяв нормативной документации и осуществляется в плановом порядке.
Комплекс работ притекущем ремонте бурового оборудования:
Буровые лебедки
мойка, очистка отгрязи, частичная разборка лебедки*;
проверка состоянияшпоночных соединений цепных колес и муфт;
проверка состояния,ремонт или замена изношенных ремней;
замена изношенныхколодок тормозных лент и шинно-пневматических муфт (ШПМ);
замена ШПМ при наличииизноса и надрывов;
замена тормозныхлент при наличии трещин, износа ушек ленты;
проверка состояния,замена коленчатого вала тормоза, балансира, оси балансира, натяжных винтов, тормозногорычага при наличии трещин, погнутости, отколов; ремонт пневматического тормозногоцилиндра;
зачистка наплывовна поверхности кулачков и звездочек;
проверка состояния,замена или ремонт уплотнений трубопроводов и кранов, проверка герметичности соединенийгидравлического тормоза, замена гидравлического или электрического тормоза;
проверка, регулировкафрикционной катушки. Замена тормозных лент катушки при наличии износа накладки,трещин замена катушки;
проверка состояния,замена втулок цепных колес, кулачковых муфт, цепных колес при наличии износа, трещин,отколов;
замена тормозныхшкивов при наличии износа выше допустимого или трещин любого характера и расположения;
замена трансмиссионного,промежуточного, подъемного валов в сборе, трансмиссии ротора при наличии изгибов,трещин, неисправности катушки, муфт, цепных колес и т.д.;
проверка исправностипневматической системы, замена или ремонт кранов управления, вертлюжков, разрядников,трубопроводов, резинотканевых рукавов при наличии износа, трещин, погнутости, перегнутыхи сплющенных мест; опрессовка пневматической системы;
проверка исправности,ремонт кранов противозатаскивателя талевого блока;
ремонт щитов ограждения,устранение погнутости рамы, трещин в сварных швах;
регулировка натяжениятормозных лент тормозной системы, замена пружин тяг управления;
* Производится перед ремонтом любого бурового оборудования.
замена изношенныхманжет, прокладок;
проверка, креплениевсех болтовых соединений;
смазка узлов лебедкив строгом соответствии с картой смазки;
сборка лебедки,обкатка на холостом ходу;
Буровые насосы
частичная разборканасосов;
замена быстроизнашивающихсядеталей: цилиндровых втулок, поршней, штоков, клапанов;
замена изношенныхуплотнительных манжет цилиндровых крышек, уплотнений штоков, цилиндровых втулоки надставки штока, клапанных крышек;
проверка состояниякрепления надставок штоков. Замена изношенных надставок штоков;
замена или регулировка направляющих и накладок крейцкопфа;
замена изношенныхвтулок малой головки шатуна;
замена подшипниковскольжения и качения, регулировка осевого зазора подшипников качения, регулировканатяга подшипников кривошипного и шатунного валов;
замена изношенныхкорпусов, сальников, узлов надставки штока;
замена цилиндровыхи клапанных крышек при наличии промыва, трещин;
замена или ремонтгидравлических коробок при наличии промыва;
проверка состояния,при необходимости замена резиновых баллонов, заполнение воздухом блока пневматическогокомпенсатора;
проверка состояния,замена предохранительного клапана;
проверка крепленияприводного шкива. Регулировка натяжения клиновых ремней;
проверка крепления,ремонт ограждений и защитных кожухов;
замена крепежныхи стопорных деталей;
смазка подшипников,заполнение камер и ванны маслом в строгом соответствии с картой смазки;
сборка насоса, обкаткана холостом ходу, испытание гидравлической части насоса совместно с манифольдомпод давлением.
Трансмиссиянасосов
проверка и подтяжкавсех болтовых соединений;
замена изношенныхколодок и ШПМ;
замена или ремонткулачковых муфт, шкивов, звездочек, ступиц, планшайб, валов, вилки и рычага переключенияпередач, шестерен для поворота эксцентриковых стаканов, стаканов и крышек подшипниковпри наличии износа, трещин, вмятин и т.д.;
проверка состоянияподшипников скольжения и качения, шпоночных соединений, системы переключения. Заменаизношенных подшипников;
проверка состоянияпневматической системы. Замена или ремонт вертлюжков, разрядников, кранов управления,трубопроводов, резинотканевых рукавов при наличии износа, трещин;
замена или ремонт масляного насоса, разбрызгивателей масла, манометра;
замена изношенныхэлементов уплотнения;
проверка состояния,ремонт или замена изношенных цепей
ремонт рамы, ограждений,кожухов при наличии погнутости, трещин, вмятин;
замена изношенныхи поврежденных крепежных и стопорных деталей;
замена смазки всоответствии с картой смазки;
сборка, опробование,обкатка трансмиссии.
Роторы
частичная разборкаротора;
проверка состояниязубчатого зацепления, подшипников (быстроходный вал должен проворачиваться без заеданийи толчков);
проверка и устранениеосевого перемещения цепного колеса при помощи регулировочных прокладок;
проверка правильностисборки вкладышей и зажимов (поверхность вкладышей не должна выступать над поверхностьюстола более чем на 2 мм). При необходимости замена вкладышей, зажимов, цепного колеса;
проверка состоянияи при необходимости замена заделок вкладышей;
проверка надежностизастопоривания стола при любом направлении вращения. Замена стопора при наличииотколов и износа;
проверка состояниясальниковых уплотнений и манжет, замена при необходимости;
проверка состояния,ремонт или замена изношенных цепей;
проверка состояния,замена деталей карданного вала при наличии износа, погнутости и т.п.;
ремонт предохранительногокожуха;
проверка состояния,замена изношенных и поврежденных крепежных и стопорных деталей;
смазка и заменамасла в соответствии с картой смазки;
сборка и проверкалегкости вращения вала и стола ротора путем
проворачивания вала.
Пневматическиеклиновые захваты
частичная разборкапневматического клинового захвата;
проверка состояния, замена плашек или клиньев, подвесок клиньевпри наличии износа, трещин, погнутости и т.д.,
проверка, креплениецентраторов, при необходимости замена-
проверка состоянияи замена роликов рычага подъема клиньев и осей цилиндра при наличии износа, погнутости;
проверка состояния,замена направляющих планок при наличии износа;
проверка герметичностипневмосистемы. Замена или ремонт трубопроводов, резинотканевых рукавов, крана управленияпри наличии износа, трещин, перегнутых и сплющенных мест;
проверка состояния,замена изношенных крепежных и стопорных деталей;
замена смазки согласнокарте смазки;
сборка механизма,проверка работы.
Силовые агрегаты
слив жидкости изсистемы охлаждения, масла из системы смазки и рабочей жидкости турботрансформатора;
частичная разборкадвигателя, турботрансформатора, соединительной муфты;
проверка состояния,ремонт или замена изношенных деталей турботрансформатора;
проверка состояния,замена изношенных пальцев, затяжка конических колец, пробки соединительной муфты;
проверка состояния,ремонт или замена маслонасосов, ручного подкачивающего насоса, фильтров, радиаторов,предохранительного и регулирующего клапанов, термометра, манометра,
маслопроводов, резинотканевыхрукавов системы при наличии износа, трещин, перегнутых, сплющенных мест и т.д.;
проверка состояния,ремонт или замена водяного насоса, паровоздушного клапана, водоподогревателя, термометра,вентилятора, уплотнительных элементов, трубопроводов, кранов системы охлажденияпри наличии износа, трещин, перегнутых и сплющенных мест и т.д.;
проверка состояния,ремонт или замена фильтров, топливного насоса, коллектора, топливопроводов, элементовуплотнения, механизма управления топливным насосом топливной системы при наличииизноса, трещин и т.д.
замена изношенного диска муфты, привода зарядного генератора,электропроводки, ремонт стартера и фрикционной муфты стартера;
ремонт выхлопныхколлекторов, замена или ремонт воздухоочистителей;
ремонт кожуха агрегата,соединительной муфты, ограждения вентилятора;
проверка состояния,ремонт масляной емкости и емкости рабочей жидкости турботрансформатора;
замена изношенныхи поврежденных стопорных деталей;
замена смазки ирабочей жидкости турботрансформатора в строгом соответствии с инструкциями по эксплуатации;
сборка агрегата,испытание.
Кронблоки
проверка профиляканавки шкивов шаблоном (износ не должен превышать 5 мм);
проверка состояния,ремонт защитных кожухов;
проверка состоянияподшипников;
проверка состоянияподкронблочной рамы;
проверка состояниявспомогательного блока;
проверка, заменакрепежных деталей при обнаружении трещин, вмятин;
замена смазки всоответствии с картой смазки;
проверка легкостивращения шкивов кронблока.
Талевые блоки
частичная разборкаталевого блока;
проверка профиляканавок шкивов шаблоном. Износ не должен превышать 5 мм;
зачистка наплывовна поверхности контактов серьги со штропом крюка;
проверка состояния,замена пальцев, соединяющих предохранительный кожух с кронштейном щек;
проверка креплениягаек оси шкивов и оси подвесок, пальцев крепления серьги;
правка поверхностии заварка трещин в сварных швах верхней серьги и предохранительного кожуха;
замена крепежныхи стопорных деталей при наличии вмятин, трещин, погнутостей и т.д.;
смазка подшипников и осей согласно карте смазки; — проверка легкостивращения шкивов талевого блока;
Подъемныекрюки
частичная разборкакрюка;
проверка крепленияблоков защитных скоб, зачистка наплывов на поверхностях контакта со штропами;
зачистка наплывовна подушке зева крюка в месте контакта со штропом вертлюга;
проверка работы,замена или ремонт стопора защелки зева крюка, стопора против проворачивания стволакрюка;
проверка состоянияи крепления ствола крюка;
проверка зазорамежду стопорной планкой и гайкой. Зазор дол — жен быть не более 2-3 мм;
проверка состоянияпиропов, осей для соединения корпуса со штропом, оси для соединения крюка со стволом;
замена крепежныхи стопорных деталей при наличии трещин, вмятин, износа;
смазка крюка в соответствиис картой смазки;
сборка, проверкалегкости вращения крюка вокруг вертикальной оси;
Для крюкоблоковдополнительно:
проверка состоянияосей, соединяющих талевый блок с крюком;
проверка состояниящек;
проверка состояниясварных швов;
замена смазки всоответствии с картой смазки;
сборка крюкоблока,проверка легкости вращения шкивов и крюка вокруг вертикальной оси.
Вертлюги
частичная разборкавертлюга;
замена грязевойтрубы и отвода при наличии промыва стенок, трещин, отколов и т.д.;
замена изношенныхуплотнений грязевого и масляного сальников, прокладки между грязевой трубой и отводом;
замена нажимнойгайки, грундбуксы, втулок и колец грязевого и масляного сальников, контргайки приналичии износа;
регулировка основногои упорного подшипников посредством нажимной гайки;
проверка состояния, замена крепежных и стопорных деталей приналичии износа, трещин, вмятин;
смазка пальцев штропа,сальников, заполнение, маслом масляной ванны в соответствии с картой смазки;
сборка, испытаниевертлюга под давлением;
Коробки переменыпередач (КПП)
частичная разборкаКПП;
замена изношенныхШПМ и колодок ШПМ;
проверка состоянияподшипников, шпоночных соединений, системы переключения скоростей, замена изношенныхвтулок и подшипников качения, регулировка осевого зазора подшипников качения;
замена или ремонтвалов, вилки и рычага переключения скоростей, кулачковых муфт, цепных колес, цепей,планшайб, ступиц, шкивов, стаканов и крышек при наличии износа, трещин, отколови т.д.;
замена изношенныхуплотнительных элементов;
проверка состоянияпневматической системы, замена или ремонт вертлюжков, разрядников, кранов, трубопроводов,резинотканевых рукавов при наличии износа, трещин, перегнутых и сплющенных мест;
проверка состояния,замена или ремонт маслонасоса, разбрызгивателей, манометра при наличии износа, трещини т.д.;
проверка состояния,замена крепежных и стопорных деталей;
замена смазки согласнокарте смазки;
сборка, регулировкаи проверка легкости работы КПП и системы переключения скоростей.
Редукторы
частичная разборкаредуктора;
проверка состояния,замена изношенных ШПМ и колодок ШПМ;
проверка состояния,ремонт или замена изношенных цепей,
замена или ремонтступиц, звездочек, планшайб, резиновых пальцев муфты, валов, вилки и рычага переключениямощности при наличии износа, трещин, отколов и погнутости,
проверка состояния,замена изношенных подшипников. Регулировка осевого зазора подшипников качения;
проверка состояния,замена узла аварийного привода при наличии износа, трещин и т.д.;
проверка состоянияпневматической системы, замена или ремонт вертлюжков, разрядников, трубопроводов,резинотканевых рукавов при наличии износа, отколов, перегнутых и сплющенных мест;
проверка состояния,замена или ремонт маслонасоса, фильтров маслопровода, разбрызгивателей масла, манометрапри наличии износа, трещин и т.д.;
ремонт защитныхкожухов;
проверка состоянияи замена крепежных и стопорных деталей-
замена смазки всоответствии с картой смазки редуктора;
сборка, регулировка,проверка легкости работы редуктора путем проворачивания вала.
Автоматическиебуровые ключи
частичная разборкаключа;
проверка состоянияи замена сухарей, вкладышей, челюстей, упоров, челюстодержателей, деталей храповогоустройства, пружин, среднего шарикового фиксатора, направляющих вкладышей каретки,опорных шайб и роликов, ведущих пальцев, бойков, штока совмещения, осей роликови шестерен, разрезной шестерни, подпоров, плавающего корпуса трубозажимного устройства,блока цилиндров при наличии износа, трещин, вмятин и погнутости;
замена или ремонтпневматического двигателя при наличии износа, трещин, отводов и заеданий;
проверка и регулировкадросселирующих вставок и воздушных амортизаторов цилиндра подвода-отвода;
замена или ремонтподставки;
замена или ремонткранов управления, замена трубопроводов, резинотканевых рукавов при наличии сплющенныхи перегнутых мест, проверка герметичности пневмосистемы;
замена изношенныхпрокладок и уплотнений;
замена или ремонтизношенных и поврежденных крепежных и
стопорных деталей,защитных кожухов;
замена смазки согласнокарте смазки;
проверка состоянияи ремонт колонны и основания ключа;
сборка, регулировка,опробование ключа.
Механизмыпо автоматизации спуско-подъемных операции
частичная разборкамеханизмов: направляющих канатов центратора, подвижного центратора, магазина длясвечей, механизма захвата свечей, механизма расстановки свечей подсвечника, механизмаподъема свечей, автоматического элеватора, пульта управления, механизма смазки свечей;
проверка состояниянаправляющих канатов центратора при необходимости замена или ремонт амортизаторов,кронштейнов"
канатов, тяг с хомутами,предохранительных звеньев и крепежных деталей;
проверка состоянияподвижного центратора, при необходимости замена или ремонт направляющих роликов,кулачков осей шарнирных соединений, головки, кронштейнов, крепежных и стопорныхдеталей, подшипников;
проверка состояниямагазина для свечей, ремонт правого и левого магазинов при наличии трещин и погнутости,замена изношенных страховых канатов, крепежных деталей;
проверка состояниямеханизма для захвата свечи, замена изношенных деталей — направляющей планки, копира,головки, роликов и их осей, скобы или деталей скобы, крепежных и стопорных деталей;
проверка состояниямеханизма расстановки свечей, полатей, замена или ремонт изношенных подшипников,осей, катков, роликов тележки, амортизаторов, планок, пружины, штока стрелы. Проверкасостояния редукторов, тормозов и муфт предельного момента, пульта управления, заменаизношенных крепежных и стопорных деталей;
проверка состоянияопор подсвечника, батарей обогрева, дверцы, кронштейнов, устранение трещин, заменаизношенных амортизаторов;
проверка состояниямеханизма подъема свечи, замена изношенных деталей блока пневматических цилиндров,вспомогательного цилиндра, верхнего и нижнего блоков, верхнего и нижнего кронштейнов,воздухопровода, замена изношенных подъемного и вспомогательного канатов, крепежныхи стопорных деталей;
проверка состоянияавтоматического элеватора, замена изношенных роликов и их осей, пружин, защелок,толкателей, крепежных и стопорных деталей;
замена резинотканевыхрукавов, тройников, труб, вентилей, манометров, крепежных и стопорных деталей объединенногопульта управления;
проверка состояниямеханизма смазки свечи, замена амортизатора, маслопровода, форсунок, пальцев, крепежныхи стопорных деталей;
смазка механизмовсогласно карте смазки;
сборка, регулировка,испытание механизмов в соответствии с инструкцией.
Компрессоры(КС-5М, КТ-6, 4ВУ1-5/9, АВШ 6/10)
частичная разборкакомпрессора;
проверка состояния,чистка, ремонт или замена воздушных фильтров;
проверка шатунно-поршневойгруппы, регулировка коренных подшипников, подтягивание шатунных болтов и болтовкрепления торцевых крышек картера;
замена пружинныхпластин, крышек, седел всасывающих и нагнетательных клапанов, клапанной коробкипри наличии износа, вмятин, трещин и т.д.;
замена предохранительныхклапанов 1-й ступени и нагнетательной линии при наличии износа, трещин и т.д.;
замена или ремонтобратного клапана нагнетательной линии при наличии износа, трещин и т.д.;
проверка состояния,замена изношенных деталей упругой муфты;
проверка состояния,замена или ремонт крепления маховика и ограждения маховика при наличии износа, трещин,отколов;
замена контрольно-измерительныхприборов;
проверка состояния,регулировка натяжения, замена изношенных ремней приводных и ремней вентилятора;
проверка состояния,замена масляного насоса (для компрессора КТ-6, 4ВУ1-5/9, АВШ 6/10) при наличии износа,трещин, отколов и т.д.;
замена или ремонткрепежных и стопорных деталей при наличии отколов, погнутостей, износа и т.д.:
замена масла, заправкасмазкой строго в соответствии с картой смазки;
проверка центровкивала контрпривода или электродвигателя с валом компрессора;
замена изношенныхпрокладок, уплотнений;
сборка, регулировка,обкатка компрессора.
Турботрансформаторы
частичная разборкатурботрансформатора;
проверка состояния,замена зубчатой муфты, обоймы, роликов и пружин обгонной муфты на наличие износа,отколов и т.д.;
проверка состояния,замена или ремонт предохранительные и регулирующего клапанов, фильтров, масляногонасоса при наличии износа, трещин, заеданий;
замена изношенныхманжет, прокладок, уплотнительных колец-
замена или ремонтмаслопроводов, замена масла и смазки в строгом соответствии с картой смазки;
сборка, регулировкаи опробование турботрансформатора. Трансмиссионные блоки буровых установок
частичная разборкаблока;
проверка состояния,замена изношенных колодок ШПМ или ШПМ, шкивов, подшипников, ступиц;
замена или ремонтизношенных вертлюжков, резинотканевых рукавов при наличии перегнутых и сплющенныхмест;
ремонт кожухов иограждений при наличии трещин, вмятин;
замена изношенныхкрепежных и стопорных деталей;
смазка узлов производитсясогласно карте смазки;
сборка блока, опробование.
Противовыбросовоеоборудование
частичная разборкапревенторов и гидросистемы;
проверка состояния,замена плашек, винтов для крепления уплотнений при наличии надрывов и износа;
проверка состояния,замена или ремонт гидроцилиндров плашечного превентора, кольцевого плунжера универсальногопревентора, корпуса вкладышей, вкладышей, отвода, патрона и основания уплотнителявращающегося превентора при обнаружении износа, трещин, отколов;
проверка состояния,замена или ремонт задвижек, кранов, трубопроводов, фланцевых соединений;
проверка состояния,замена или ремонт гидрораспределителя, шестеренчатого насоса, обратных ипредохранительных клапанов, цилиндров масляного фильтра, гидравлического аккумулятора,КИП гидросистемы при наличии износа трещин и т.д.;
проверка состояния,замена изношенных крепежныхных деталей;
проверка состоянияи замена изношенных манжет, уплотнителных колец, прокладок;
замена смазки всоответствии с картой смазки;
сборка превентора,гидросистемы, регулировка, испытание под давлением согласно инструкции.
Буровые вышки,основания буровых установок
проверка состояниякрепления резьбовых соединений, замена негодных болтов, гаек, контргаек, доукомплектованиекрепежными деталями;
проверка состояния,ремонт или замена роликов подвески машинных ключей, роликов направления каната(успокоителя), вспомогательного блока, приспособления против падения свечи, подкронблочныхбалок, маршевых лестниц, площадок, пальцев установки свечей, подвески люльки верхового,канатов, приспособления для крепления и перепуска талевого каната, фундаментов,подсвечников, подроторных балок;
проверка крепленияног вышки к основанию, соосности звеньев ног вышки, крепления частей основания;
ремонт огражденийи настила мостков, пола буровой, кронблочной площадки, балконов верхового;
подтяжка креплениянагнетательной линии к вышке и оборудования к основанию, анкерных болтов блоков;
центрирование вышки;
смазка роликов,приспособления для крепления и перепуска талевого каната.
Консольно-поворотныекраны
частичная разборкакрана;
замена или ремонткронштейна, хомутов для крепления кронштейна, верхней опоры и регулируемых тяг,винтовых стяжек подкосов, осей при наличии износа, трещин и т.д.;
проверка состояния,ремонт редуктора и муфты, замена подшипников редуктора и шестерен механизма поворотапри наличии износа, трещин;
замена изношенныхуплотнительных колец, прокладок;
замена изношенногоканата, деталей блока при наличии износа, трещин, вмятин;
проверка состояния,замена изношенных деталей тормозного устройства;
проверка состояния,замена ограничителей движения тележки; крана при наличии трещин, погнутости;
проверка состояниясварных швов, заварка трещин-
ремонт кожухов,ограждений, лестниц;
замена изношенныхкрепежных и стопорных деталей;
замена смазки всоответствии с картой смазки;
сборка, регулировкаи испытание крана под нагрузкой.
Тяжеловозы
проверка креплениябашмаков, замена и доукомплектование башмаками гусеничных ходов;
проверка состоянияподъемной системы, ремонт ручного насоса, замена трубопроводов и арматуры;
ремонт прицепногоустройства и рамы;
смазка подшипников.
Топливомаслоустановки
частичная разборкаоборудования топливного и масляного блоков;
проверка состояния,ремонт или замена изношенных деталей шестеренчатых и ручных насосов, указателейуровня, запорной арматуры, трубопроводов, фильтра, пробок топливного и масляногоблоков;
ремонт шестеренчатыхнасосов;
замена изношенныхпрокладок;
ремонт рам, ограждений,лестниц;
замена изношенныхкрепежных деталей;
замена смазки всоответствии с картой сказки;
сборка, опробованиеагрегатов установки.
Ремонт емкостейпроизводить согласно действующим «Правилам технической эксплуатации металлическихрезервуаров и инструкции по их ремонту».
Цементно-смесительныемашины
частичная разборкаагрегатов;
проверка состоянияи замена подвижных втулок, стопорного и опорного колец, вкладыша зубчатых муфт,звездочек, цепей коробки отбора мощности при наличии износа, отколов, трещин;
проверка состояния,замена изношенных крестовин, игольчатых подшипников и втулок карданного вала;
проверка состояния,замена фланцев шнековых дозаторов;
проверка состояниязагрузочного шнека, замена шестерен и целей привода шнека при наличии износа;
проверка состояния,замена изношенных подшипников коробки отбора мощности, загрузочного и разгрузочногошнеков;
проверка состояниясмесительного устройства, устранение трещин;
проверка состояниязадвижки перед смесительным устройством; — замена изношенных манжет, уплотнительныхколец, прокладок;
проверка состояния,ремонт крана-укосины;
устранение трещинв сварных швах бункера, смесительной емкости, выкидной трубы;
ремонт поврежденныхограждений на бункере, сеток, лестницы, защитных кожухов;
замена изношенныхи поврежденных крепежных и стопорных деталей;
смазка агрегатови узлов согласно карте смазки;
сборка агрегатаи опробование.
Цементировочныеагрегаты
частичная разборкапоршневого насоса, центробежного секционного насоса, коробки отбора мощности, манифольда;
проверка состояния,ремонт поршневого и центробежного секционного насосов;
проверка состояния,замена или ремонт втулки шестерни первичного вала, шлицевой втулки с фланцем, втулкиведомой шестерни, вилок и валиков включения скоростей, сальниковых уплотнений, прокладок,подшипников, крепежных и стопорных деталей при износе, наличии трещин, вмятин; регулировкаподшипников качения коробки отбора мощности;
замена или ремонттрубопроводов, вентилей, кранов высокого давления, шарнирных соединительных колен,резинотканевых рукавов при наличии износа, отколов, трещин, перегнутых и сплющенныхмест;
замена вилок карданноговала, крестовин, игольчатых подшипников при наличии износа;
замена изношеннойцепной полумуфты, цепей привода центробежного секционного насоса;
проверка состояния,замена предохранительного клапана на нагнетательной линии цементировочного насоса;
замена изношенныхпружин, седел, клапанов, уплотнений донных клапанов, спускной пробки замерной емкости;
ремонт замернойемкости при наличии трещин, вмятин;
проверка, заменанеисправных контрольно-измерительных пои боров;
замена или ремонтмасляного насоса, маслопровода при наличии износа или других дефектов;
замена изношенныхуплотнительных элементов;
проверка герметичностивсасывающей и нагнетательной линий;
замена смазки увсех агрегатов в соответствии с картой смазки;
проверка, заменаизношенных крепежных и стопорных деталей;
сборка, регулировкаи опробование агрегата, гидравлическое испытание насоса и нагнетательной линии;
для цементировочныхагрегатов ЦА-320, ЦА-32, АНЦ-320, АЦ-32 и насосных агрегатов 4АН-700 дополнительно- ремонт фрикционной муфты, промежуточного вала, коробки передач, редуктора и постауправления;
замена или ремонтпружин, фрикционных дисков, нажимного диска, регулировочной шайбы, пальцев, шпилек,шариков, прокладок, уплотнительных колец, крепежных и стопорных деталей фрикционноймуфты при обнаружении износа, трещин, отколов, погнутости;
замена или ремонтпромежуточного фланца, губчатых втулок, зубчатых полумуфт, вала с фланцем, уплотнительныхколец, прокладок, крепежных и стопорных деталей промежуточного вала и редукторапри наличии износа, трещин, отколов, погнутости;
замена или ремонтзубчатых муфт, шестерен, биметаллических и сменных втулок, валиков и рычагов переключенияскоростей, подшипников, элементов уплотнения, крепежных и стопорных деталей коробкипередачи при наличии износа, трещин, отколов, погнутости;
замена, ремонт рычаговуправления и контрольно-измерительных приборов пульта управления.
Глиномешалки
частичная разборкаглиномешалки;
проверка состояния,замена подшипников, зубчатых колес рабочих лопастей, ремней, сальников при наличииизноса отколов, погнутости;
ремонт спускногоклапана, ограждений, устранение трещин в сварных швах корпуса и рамы;
смазка подшипников,зубчатых колес;
проверка, заменаизношенных и поврежденных крепежных деталей;
сборка и опробованиеглиномешалки.
Сита вибрационные
частичная разборкасита;
проверка состояния,замена рессор, эксцентриков, шкивов, заслонок, шибера, сетки, подшипников, уплотненийпри наличии износа, отколов, погнутости;
замена, регулировканатяжения ремней;
ремонт рам, желобовпри наличии погнутости, трещин и т.д.;
проверка, заменаизношенных и поврежденных крепежных де талей;
смазка подшипников;
сборка, регулировкаи опробование вибрационного сита.
Пескоотделители
частичная разборкаустановки;
проверка состояния,замена резинового корпуса, резиновой пи тающей насадки, сливной насадки, песковойнасадки гидроциклона, прокладок, крестовины, отводов с резиновыми рука вами приналичии износа, надрывов и сплющенных мест;
ремонт корпусовгидроциклонов, емкости, желоба при наличии погнутости, трещин;
смазка подшипниковшламового насоса;
проверка, заменаизношенных и поврежденных крепежных деталей;
сборка, опробованиеситогидроциклонной установки;
Дегазаторвакуумный
частичная разборкадегазатора;
проверка состояния,замена золотникового механизма, клапанов, крышек, прокладок, резинотканевых рукавов,подшипников, вакуумметра при наличии износа, отколов и т.д.;
регулировка клапанов;
частичная заменаизношенных крепежных деталей-
смазка подшипников;
сборка и опробованиедегазатора.
Капитальныйремонт (КР)
КР осуществляетсяв целях восстановления работоспособности и ресурса оборудования.
При КР производитсяполная разборка оборудования, мойка и дефектация деталей и узлов, ремонт, сборка,регулировка, испытание подзагрузкой и окраска.
КР, как правило,производится на базах производственного обслуживания и на специализированных ремонтно-механическихзаводах. Оборудование отправляется на КР в соответствии с графиком планово-предупредительногоремонта.
Порядок сдачи вкапитальный ремонт, испытание и прием после ремонта определяются техническими условиямина капитальный ремонт оборудования.
Список используемой литературы
1. Справочник бурильщика: учеб. Пособие для нач. проф. Образования / Ю.В. Вадецкий.- М.: Издательский центр «Академия», 2008.
2. Самохвалов М.А., Боярко Ю.Л. Учебная буровая практика. С17 Учебное пособие.- Томск: STT, 2007.
3. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Крылов В.И. и др. — Справочник по креплениюнефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1977.
4. Резниченко ИЛ. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. — М.:Недра, 1982.