Отчет по предприятию ООО "РН-бурение"

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

ОТЧЕТ

по первой производственной практике

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Схема расположения кустов на Комсомольском месторождении

Проект на бурение горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А

Программа на проводку горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А

Проект на бурение горизонтальной скважины № 9185А куста № 102А

Программа на проводку горизонтальной скважины № 9185А куста № 102А

Геолого-технический наряд

1 Эксплуатация буровых установок

1.1 Монтаж буровых установок

1.1.1 Подготовительные работы перед монтажом

1.1.2 Строительство фундаментов

1.1.3 Способы сооружения буровых установок

1.2 Транспортирование кустовой БУ

1.2.1 Транспортирование с куста на куст

1.2.2 Транспортирование буровой установки «УРАЛМАШ 3000 ЭУК»

1.3 Подготовка оборудования буровой установки к пуску

2 Подготовительные работы к бурению скважин

3 Применяемая буровая установка и ее состав

3.1 Буровая установка БУ 3000 ЭУК

3.2 Комплексы буровой установки и их состав

3.3 Схема обвязки буровых насосов

3.4 Оснастка талевой системы

3.5 Схема обвязки устья скважины

4 Механическое бурение

4.1 Режим бурения

4.2 Гидравлическая программа промывки скважины

5 Гидравлические забойные двигатели

6 Профил ствола скважины

7 Буровые растворы

7.1 Общие положения

7.2 Химические реагенты и их приготовление для обработки БР

7.3 Обработка бурового раствора

7.4 Контроль параметров бурового раствора

7.5 Очистка бурового раствора

7.6 Требования безопасности при работе с химическими реагентами

7.7 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

8 Крепление скважин

9 Организация работы в буровой бригаде

ВВЕДЕНИЕ

Первую производственную практику я проходил в Губкинском филиале ООО «РН-бурение» с 30.07.2007 по 01.08.2007. На работу был направлен на Комсомольское месторождение на куст «102А», расположенное в РФ, ЯНАО, Тюменском области, Пуровском районе в 20 километрах от г. Губкинский, которое разрабатывается с 1987 года. В начале 2007 года руководством компании буровой бригаде №10 была поставлена следующая задача: передать «Заказчику» 8 скважин эксплуатационного назначения.

Месторождение разрабатывается кустовым бурением горизонтальных скважин с пилотным стволом. В период прохождения практики в составе буровой бригады выполнены следующие основные этапы строительства скважины: добурение первой в группе скважины № 7172А с дальнейшей сдачей ее в эксплуатацию; передвижка БУ 3000 ЭУК-1М; бурение шуфа, второй в группе скважины № 9185А; спуск направления, кондуктора, промежуточной колонны.

Расположение кустов в районе деятельности ООО «РН-бурение» на Комсомольском месторождении приведена ниже. А также документы, фактический материал, проекты и программы куста № 102А на проводку горизонтальных скважин с пилотным стволом № 7172а и № 9185А.

1 Эксплуатация буровых установок

Эксплуатация БУ на всех стадиях производственного цикла строительства скважин регламентируется следующими документами:

1. Инструкцией по монтажу и эксплуатации БУ.

2. Регламентами работ на каждом этапе строительства скважины.

3. Должностными инструкциями обслуживающего персонала.

Основным документом, используемым при строительстве скважин, является технический проект.

Обычно весь процесс эксплуатации установки разделяется на четыре этапа: монтаж (первичный и повторный), строительство скважины, демонтаж и транспортирование.

Монтаж, демонтаж и транспортирование буровой установки обычно осуществляются специализированной вышкомонтажной бригадой, проходка скважины- буровой бригадой, в обязанности которой входят как непосредственно сооружение ствола, так и участие в подготовительных работах.

1.1 Монтаж буровых установок

Весь процесс монтажа можно условно разделить на ряд этапов, включающих подготовительные работы, строительство подъездных путей и подготовку площадки (строительство фундаментов), сборку узлов буровой установки.

Комплекс монтажных работ определяется: назначением и конструкцией скважины; условиями проводки; способом бурения; применяемым технологическим оборудованием.

Наиболее часто при использовании традиционного оборудования работы, проводимые до начала бурения скважины, включают такие операции, как:

1. Подготовка площадки для бурения, фундамента для буровой установки, подъездных путей, коммуникаций для подвода энергии, водоснабжения.

2. Транспортировка и монтаж оборудования и технологического инструмента.

3. Проверка и наладка основных узлов буровой установки: оснастка талевой системы; установка ротора; соединение бурового шланга со стояком и вертлюгом; оснащение буровой элементами малой механизации, механизмами и инструментами для выполнения спуско- подъемных и других работ в процессе проходки скважины; проверка и регулировка узлов комплекса механизмов АСП; размещение бурового, слесарного и другого вспомогательного инструмента, противопожарного инвентаря и средств по технике безопасности; обкатка дизелей и проверка бурового оборудования; приготовление бурового раствора; бурение шурфа и установка шурфовой трубы.

В некоторых районах подготовительные работы к бурению осуществляют специальные подготовительные бригады.

Перед сдачей буровой в эксплуатацию проверяют правильность монтажа оборудования и опробуют его без нагрузки. Вначале проверяют отдельные агрегаты, а затем всю установку. Для этого запускают двигатели силовых агрегатов и компрессоров, включают муфты и опробуют на холостом ходу работу трансмиссий, редукторов, лебедки, насосов и ротора. Во время обкатки двигателей внутреннего сгорания настраивают и проверяют синхронность их работы, подачу и расход топлива, давление и температуру в масляной системе, систему управления двигателями, герметичность всей обвязки и показания приборов. Особое внимание обращают на работу предохранительных устройств, на срабатывание механизма противозатаскивателя талевого блока под кронблок и правильность подключения его в общую схему пневмоуправления. Определяют величину инерционного пробега талевого блока после срабатывания конечного выключателя. Для этого трос противозатаскивателя устанавливают на расстоянии 20 - 25 м от рамы крон-блока и на максимальной скорости подъема талевого блока определяют расстояние его инерционного пробега до полной остановки. Тормозной путь должен быть в пределах 5-6 м. Результаты испытания оформляют актом с указанием величины тормозного пути.

Смонтированную буровую сдают в эксплуатацию только после приема ее комиссией, назначенной руководством управления буровых работ. В состав комиссии входят следующие должностные лица: начальник районной инженерно-технологической службы (РИТС), главный механик, главный энергетик, начальник вышкомонтажного цеха, прораб и бригадир вышкомонтажной бригады, буровой мастер и инженер по технике безопасности. В комиссии также принимают участие представители районной горно- технической инспекции и пожарной охраны.

Прием буровой оформляется актом, подтверждающим пригодность и правильность монтажа оборудования для бурения скважины до проектной глубины. К акту прикладывают разрешение электронадзора на подключение буровой к сети (для установок с электроприводом) и акт на испытание (опрессовку) нагнетательной линии буровых насосов.

Приемочная комиссия проверяет:

- состояние подъездных путей и территории вокруг буровой;

- состояние приемных мостков, стеллажей, пола буровой, буровых укрытий, уклона желобной системы и прохода вдоль желобов, фундаментов вышки и другого оборудования;

- исправность лестниц, площадок, ограждений, контрольно-измерительных приборов и пусковой аппаратуры;

- наличие и исправность предохранительных щитов и соблюдение правил ограждений всех вращающихся и движущихся частей механизмов;

- исправность противозатаскивателя, заземления и освещения буровой;

- наличие стоков для воды и раствора;

- наличие аптечки и набора в ней медикаментов первой помощи;

- наличие пожарного инвентаря.

Все неполадки, выявленные в период проверки и приема буровой, до пуска ее в эксплуатацию должны быть устранены.

1.1.1 Подготовительные работы перед монтажом

Этот этап обычно включает разработку проекта монтажа. Проектирование - ответственный этап при подготовке монтажа буровой установки. Проект должен:

- определить технические условия и требования к монтажу с целью обеспечения при эксплуатации надежной и долговечной работы, как всей буровой установки, так и отдельных ее узлов и механизмов;

- указать применение безопасных методов и приемов работы на всех этапах монтажа;

- использовать современные технологии и новейшие достижения технического прогресса для повышения эффективности и снижения себестоимости монтажных работ.

От качества проекта зависят технико-экономические показатели монтажа. Проект предусматривает комплекс графических и текстовых материалов. По признаку использования различают проекты- индивидуальные (для разведочных скважин), повторно применяемые и типовые. Важным элементом предпроектного этапа строительства буровых установок считаются инженерные, экономические и технические изыскания, в результате которых определяется экономическая целесообразность видов монтажа.

В состав технических изысканий входят топографические, геодезические, инженерно-геологические, гидрогеологические, климатические, почвенные и другие работы. На основе изысканий создается паспорт кустовой площадки и трассы транспортировки. Перед разработкой проектов монтажных работ управление буровых работ (УБР) передает вышкомонтажному управлению (ВМУ) паспорт кустовой площадки и трассы транспортировки, который содержит условия, технические данные по кустовой площадке и трассе. В технические данные входят план площадки и схемы трассы, техническое заключение по инженерной геологии с указанием величин допустимых нагрузок на грунт, уровня подземных вод, сведения о размещении линии электропередач и т.д.

Исходными материалами для составления проекта монтажных работ служат утвержденный технический проект (рабочие чертежи завода-изготовителя); данные о поставке и изготовлении недостающего оборудования, наличие парка машин и механизмов; действующие нормативные документы; инструкции и указания, в том числе по охране труда. Проект производства работ (ППР) состоит из трех основных технологических документов: графика календарных планов, генеральной схемы расположения бурового и вспомогательного оборудования (Рис. 1.1).

Генеральная схема включает в себя выбор буровой установки, расположение жилых, культурно-бытовых помещений, привышечных сооружений, электроводоснабжения, обогрева помещений, хранения и транспортирования шлама и оборудования для экологически чистого или безотходного бурения.

При разработке генеральной схемы должны быть учтены следующие принципы:

- рациональное использование строительной площадки;

- обеспечение эффективной организации и целесообразной технологии монтажа, бурения и эксплуатации скважин;

- обоснованное размещение оборудования для ускоренного монтажа.

Форма и размеры кустовой площадки обуславливается следующими факторами:

- количеством скважин и способом их группировки;

- расстоянием между скважинами и расстоянием между группами, что определяет общую протяженность площадки при перемещении буровой установки в пределах куста;

- противопожарными нормами и требованиями правил техники безопасности;

- безопасными расстояниями между отдельными видами оборудования при производстве работ на кустовой площадке, при технологической операции цементирования;

- правилами устройства электроустановок и электрических сетей, которые регламентируют разрывы между отдельными агрегатами и объектами, входящими в комплект буровой установки.

 

Рис.1.1. Схема расположения оборудования на кусте в водоохраной зоне:

1- вышечно- лебедочный блок; 2- блок очистки циркуляционной системы; 3- блок растворных модулей; 4- блок насосных модулей; 5- компрессорный блок; 6- модуль тиристорный; 7- коммуникации; 8- блок ГСМ для ДЭС; 9- энергоблок; 10- блок дополнительных емкостей; 11- водонефтяная емкость; 12- водяная скважина; 13- водоем пожарный; 14- котельная; 15- коммуникации жилого городка; 16-жилой городок; 17- амбары шламовые

Территория площадки под оборудование в процессе строительства и эксплуатации загружена неравномерно. По воспринимаемым нагрузкам площадка может быть разбита на три зоны - А, Б, В.

В зоне А, где находится и перемещается буровая установка, грунт должен выдерживать удельное давление не менее 0,12- 0,15 МПа. При меньшей несущей способности необходимо принять меры по его укреплению.

Зона Б соответствует расположению стационарного оборудования - стеллажей с трубами, котельной, блока нефтяной емкости, дизель-генераторного- блока и т.д. Несущая способность грунта в этой зоне должна быть не менее 0,08 МПа.

Зона В предназначена для монтажа и демонтажа буровой установки, обслуживания оборудования, его транспортирования, т.е. для работы транспортных средств и грузоподъемных машин.

1.1.2 Строительство фундаментов

Фундамент - опора для буровой установки и привышечных сооружений, через которую передаются на грунт усилия, возникающие в процессе эксплуатации оборудования.

Фундаменты везде по осадкам и деформациям должны обеспечивать нормальную работу бурового оборудования в период строительства скважин и ее эксплуатации. Площадка должна обеспечивать возможность перемещения и работы на ней транспортных средств и монтажных кранов.

Кустовая площадка должна выполняться горизонтально. Допускается уклон кустовой площадки в зоне А по ходу движения буровой установки в пределах 10 мм - на 2 м. Технологические площадки выполняются с уклоном в сторону амбара, обеспечивающим водосток. Планировку площадки на горизонтальность в зоне А для установки оборудования и разметку оси вышки рекомендуется проводить с помощью нивелира. По окончании отсыпки куста необходимо сделать обваловку.

Величины наибольших вертикальных нагрузок на опоры и планировка площадки для разных типов и модификаций буровых установок могут существенно отличаться. Их истинное значение следует брать из соответствующих инструкций по эксплуатации на монтируемую буровую установку.

Объем работ по строительству кустовой площадки зависит от ее размеров. Поэтому выбор ее габаритов - один из основных факторов ускоренного строительства буровой установки. Важным фактором для установки габаритов площадки считается технология монтажа буровой установки (установка блоков согласно схеме расположения, монтаж блоков с помощью крановой техники, размещение техники для монтажа и оборудования перед монтажом). Длина и ширина площадки выбираются с учетом многих факторов. Площадка под куст делится на основную и вспомогательную и под соцкультбыт. На основной площадке располагаются скважины и буровые станки, на вспомогательной - оборудование, которое находится стационарно при бурении всех скважин куста. Обе площадки прямоугольной формы. Длина основной площадки зависит от числа скважин, расстояний между ними, способа группировки скважин. Число скважин колеблется от 2 до 30 и расстояние между ними - от 5 до 50 м; группируют скважины от 4 до 8. Расстояние между группами при бурении на нефть обычно 50 м. Это главные параметры, влияющие на длину основной площадки. Существует еще несколько факторов. Так, первая скважина находится от края на расстоянии около 20 м и более. Это расстояние зависит от ширины вышечного блока и применяемой крановой техники при монтаже. Последняя скважина должна отстоять от края площадки на таком расстоянии, чтобы было возможно проводить демонтаж оборудования не над пробуренной скважиной и устанавливать крановую технику (обычно 25 м и более). Общая длина основной площадки зависит от выбора расстояний от края площадки до первой скважины, числа скважин, способа группировки скважин и выбора расстояния между группами и между скважинами в группах, размеров площадки для демонтажа буровой установки.

Ширина основной площадки зависит от конструкции, а также вида движения вышечного блока, расположения системы очистки раствора, конструкции приемного моста и применяемой техники при бурении и эксплуатации. Для буровых установок класса 4 и 5 эта ширина равна 70 м. Габариты вспомогательной площадки выбирают в зависимости от расположения блоков, возможности их монтажа и демонтажа, а также при установке блоков учитываются существующие правила по технике безопасности и противопожарные разрывы. На основной площадке устанавливают вышечный блок, приемный мост, блок очистки, коммуникации, подходящие к вышечному блоку, а также насосный, компрессорный, емкостной блоки (при эшелонной компоновке буровой). На вспомогательной площадке устанавливаются котельный блок, различные технологические емкости, подстанции, передвижные вагончики и другое вспомогательное оборудование.

1.1.3 Способы сооружения буровых установок

В современной практике буровые установки сооружаются несколькими способами: агрегатным, мелкоблочным и крупноблочным.

Агрегатный способ сооружения буровых характерен для первичного монтажа. Оборудование с заводов обычно поступает в виде монтажных блоков. Только отдельные блоки, габариты или масса которых не соответствуют техническим условиям грузов, перевозимых по железной дороге, поставляются агрегатами. Для агрегатного способа характерны следующие основные особенности. Во-первых, длительные сроки сооружения буровых из-за трудоемкости работ, связанных с монтажом и демонтажом оборудования, строительством и разборкой буровых укрытий, сооружением фундаментов и транспортировкой оборудования и материалов, во-вторых, многократность монтажа и демонтажа оборудования приводят к преждевременному его износу, в результате чего возрастает объем ремонтных работ, нарушается комплектность оборудования, отдельные агрегаты монтируют из различных комплектов с разными сроками службы. В-третьих, при этом способе значительно снижается возврат материалов из-за периодической разборки буровых укрытий и коммуникаций. Все эти недостатки агрегатного способа приводят к низкой производительности труда и высокой себестоимости сооружения буровых.

По сравнению с агрегатным, мелкоблочный способ сооружения буровых установок позволяет частично ликвидировать вышеперечисленные недостатки. При мелкоблочном способе вся буровая установка, в зависимости от числа узлов, разбивается на 12-20 блоков, кинематически связанных друг с другом. Для этих узлов изготовляют основания, которые и служат фундаментом при установке на площадке, а также транспортным средством во время монтажа при незначительном расстоянии транспортирования на кустовых площадках. Основными недостатками этого способа считаются:

- большая расчлененность бурового оборудования на мелкие блоки, которая полностью не обеспечивает создание кинематически увязанных обособленных рабочих узлов;

- большая трудоемкость, связанная с монтажом систем освещения, пневмо- и электроуправления, охлаждения и обогрева, смазки, каркасов укрытий и дополнительных элементов утепления.

Крупноблочный способ сооружения буровых перед мелкоблочным способом имеет следующие преимущества:

- резкое сокращение числа блоков;

- упрощение конструкции фундаментов;

- снижение за счет этого объема строительно-монтажных работ и сокращение сроков сооружения буровых;

- увеличение скорости транспортировки блоков и повышение срока службы оборудования и оснований в связи с транспортировкой их на гусеничных тяжеловозах и тяжеловозах на пневмоколесном ходу;

- экономия строительных материалов при демонтаже за счет возврата леса, мягкой кровли и других материалов.

При крупноблочном способе оборудование монтируется на двух- шести блочных основаниях, которые перевозятся на специальных транспортных средствах - тяжеловозах. Эффективность крупноблочного способа сооружения буровых зависит от объемов буровых работ, рельефа местности, расстояний транспортировки блоков, наличия естественных и искусственных препятствий на пути транспортировки. Наибольшая эффективность при крупноблочном способе достигается на эксплуатационных площадях с большим объемом буровых работ, небольшими сроками бурения скважин и расстояниями между ними, с открытым непересеченным рельефом.

Эффективность крупноблочного способа снижается при транспортировке блоков на большие расстояния (особенно на лесистой, болотистой), наличии на пути движения пересечений с линиями электропередач, сельскохозяйственных полей, железнодорожных переездов, ручьев, речек и мостов, крутых подъемов и спусков, косогоров и других естественных препятствий, так как в этих условиях приходится выполнять много работ по подготовке трасс. В этих случаях оборудование целесообразнее полностью демонтировать, разобрать основание на мелкие секции и перевезти их на автомобильном транспорте.

Первичная сборка буровой установки

Первичная сборка буровой установки начинается с изучения документации, поступившей с завода-изготовителя. Для монтажа необходимо изучить рекомендуемую последовательность сборки, после чего составляется пооперационная карта, которая наглядно отображает последовательность сборки (Рис.1.2).

Операционная карта составляется из специальных карточек, в которой указываются необходимые данные для монтажа указываемого блока. Карточки располагают в технологической последовательности сборки названных блоков.

Для каждого названного блока в карточке можно составить такую же операционную карту. Тем самым наглядно отобразится последовательность сборки. Учитывая опыт сборки первых установок, вносят коррективы в карточки. Далее приступают к проектированию схемы размещения бурового оборудования на кустовой площадке, т.е. к проекту производства работ. Неотъемлемой частью проекта производства работ считается составление инструктивно-технологических карт. Для этого изучают подробно инструкции, комплектность поставки и чертежи. Выписывают габариты, массы блоков, изучают по чертежам места строповки и места установки на общей схеме и на крупном блоке, а также места крепления к блоку и способ крепления.

Первоначально исходя из габаритов, массы и мест строповки выбирают стропа. Далее, изучая место установки и выбирая крановую технику для установки, окончательно рекомендуют вид стропа. Далее изучают место установки и его сложность, устанавливают число вышкомонтажников, выбирают приспособления для монтажа и систему контроля за установкой. Все вышеперечисленные условия - это данные, необходимые для создания инструктивно-технологических карт. Особое место в картах отводится технике безопасности при проведении данной операции. После составления карт и их изучения делают окончательные выводы, какие необходимы краны по грузоподъемности и вылету стрелы, числу и типоразмеру стропов и применяемых приспособлений для ускорения монтажных работ. В процессе монтажа, а также при последующих работах технологические карты корректируются.

Монтаж бурового оборудования связан с перемещением большого числа узлов и деталей массой от нескольких сот килограммов до сотен тонн. Вначале разгружают оборудование и складируют его на специально выделенных площадях куста, а затем устанавливают на фундаменты и блоки.

Рис.1.2. Схема пооперационной сборки кустовой буровой установки

Для подъема мачтовых вышек в вертикальное положение применяют специальные механизмы подъема МПВ и МПВА (Рис.1.3).

Рис.1.3.Механизм подъема вышки

1– канат Ø25 мм, l= 40 м; 2– монтажная стрела; 3– блок верхний; 4- канат Ø19,5 мм, l= 330 м; 5– стяжная гайка; 6– стяжка; 7– блок нижний; 8– башмак; 9– лебедка; 10– тяга; 11– тяга левая; 12– лежень; 13– стеллаж; 14– мост приемный; 15– ось нижнего блока; 16– растяжка вышки.

В комплект механизмов входит подъемная стрела 2, блоки полиспаста 3 и 5, подъемные ролики 6, канат оснастки полиспаста и крепежные детали. Верхние блоки полиспаста крепят к головке стрелы, а нижние- к подвышечному основанию.

Полиспасты механизмов подъема находятся между стрелой и основанием вышки, а головка стрелы соединяется с вышкой подъемными стропами 1. При подъеме вышки стрела поворачивается вокруг своей опорной части и поднимается одновременно с вышкой. Такие стрелы называются стрелами падающего типа.

Подъемная стрела вышки ВМР-45х200У состоит из двух секций ферменной конструкции, соединенных между собой замками. Высота стрелы составляет 15,6 м, а ширина основания 3,3 м.

Монтаж механизма подъема вышек начинают с установки стрелы на деревянный лежень 8 головкой в сторону вышки и соединяют ее с основанием вышки двумя тягами 9 и двумя диагональными стяжками 10. Под лежень на расстоянии 6 м от опор вышки роют профильную выемку глубиной 0,45 м, шириной 1 м и длиной 3,8 м. Ось стрелы должна совпадать с осью вышки. В верхней части стрелы укрепляют верхний блок полиспаста 3 и два подъемных ролика. Нижние блоки 5 устанавливают в специальные проушины на подвышечном основании и делают оснастку полиспаста. При оснастке неподвижный конец каната крепят к щеке верхнего блока, а ходовой конец 4 к барабану буровой лебедки 7. В случае подъема вышки трактором один виток ходового конца каната перепускают сверху через барабан лебедки и соединяют его с трактором. Положение трактора выбирают так, чтобы канат не задевал механизмов буровой установки.

Устойчивость вышки в вертикальной плоскости, перпендикулярной к плоскости ферм, обеспечивается двумя подкосами из труб. В верхней части подкосы шарнирно соединены с мачтами вышки, а в нижней части с опорами, установленными на основании. Для центрирования вышки в плоскости ферм, опоры могут перемещаться по направляющим при помощи винтов. В плоскости ферм вышку центрируют при помощи винтовых стяжек, расположенных в верхней части мачты. К мачтам вышки на определённой высоте крепят балкон с двумя люльками и пальцами для установки свечей.

Для данной буровой характерно следующие методы монтажа и транспортировки: мелкоблочный и крупноблочный.

1.2 Транспортирование кустовой буровой установки

Буровые установки для строительства скважин - сооружения временные. Одним из путей увеличения продолжительности нахождения буровой установки на одной площадке является широкое использование кустового наклонно направленного и горизонтального бурения скважин. Дальнейшее совершенствование горизонтального и наклонного бурения - располагать на одной площадке большее количество скважин. Это экономит средства и время, необходимые на строительство дорог, монтаж и транспортировку оборудования, облегчает организацию работ. Кроме того, кустовое бурение способствует концентрации промыслового хозяйства при эксплуатации скважин, сокращает капитальные вложения в обустройство месторождений, облегчает работы по автоматизации и диспетчеризации промыслов. В связи с применением различных способов бурения скважин в последние годы развивается два вида транспортирования буровой установки.

Первый вид транспортирования - с площадки на новую площадку (с куста на следующий куст). При этом транспортирование осуществляется на расстояние более 100 метров. К такому виду транспортирования относятся также разведочные скважины.

Второй вид транспортирования - это перемещение только в пределах площадки со скважины на следующую скважину. Расстояние перемещения обычно составляет от 5 до 100 метров, при этом перемещается не вся буровая установка, а только ее часть. Некоторые блоки остаются без изменения своего местоположения до окончания бурения последней скважины.

1.2.1 Транспортирование с куста на куст

При транспортировании с куста на куст в современной практике буровая установка разбирается на три вида блоков, и, в зависимости от такой разбивки, выбирается вид транспортирования и монтажа буровой. Применение каждого из этих способов обусловлено типами буровых установок, укомплектованностью их основаниями, а также специфическими условиями нефтяного региона, расстоянием перебазировки буровых установок, рельефом местности и другими факторами.

По окончании бурения скважин на кусте предприятия сдают под демонтаж буровую установку и одновременно указывают, куда необходимо перевезти следующую буровую установку. Изучается местность, и составляется проект трассы, для которого основным критерием считается стоимость транспортирования. После изучения местности решается вопрос о трудозатратах при подготовке трассы для различного вида транспортирования.

Транспортирование с куста на куст может быть агрегатным, мелкоблочным и крупноблочным. Агрегатный способ транспортирования применяется в тех случаях, когда буровая установка демонтируется на агрегаты, т. е. невозможно применять два других - мелкоблочный или крупноблочный. В этом случае перевозка осуществляется универсальным транспортом по дорогам общего пользования. Агрегатный способ транспортировки осуществляется при перевозке оборудования, поступившего с завода. В остальных случаях агрегатный способ применяется очень редко.

Мелкоблочный способ транспортирования - это перевозка оборудования, скомпонованного на блоках массой от 10 до 40 т. Такие блоки перевозят на специальных трейлерах по дорогам общего пользования. Транспортирование крупноблочным способом осуществляется на специальных тележках. Блоки могут быть массой от 100 до 250 т. Оборудование перевозят обычно по специальным трассам. От вида транспортировки зависит вид монтажа.

Кустовая буровая установка состоит из нескольких блоков. Разделение на крупные блоки чисто условное. Крупным считается блок, который перевозится на специальных тележках, а мелким - на универсальном транспорте. Исходя из этого определения, вся кустовая установка состоит из трех крупных блоков, которые транспортируются на универсальном транспорте. Для установки БУ 3000 ЭУК крупные блоки следующие: вышечно- лебедочный, вышка, насосный. Остальные блоки - компрессорный, емкостный, технологический, котельный, блок подстанции, блоки коммуникаций, а также склад химических реагентов, приемный мост и другие - перевозятся универсальным транспортом.

Транспортирование буровой установки «УРАЛМАШ 3000 ЭУК».

Установка может перевозиться, в зависимости от рельефа местности, следующими способами:

- крупноблочным на тяжеловозах ТГ-60, Т-60, ТГП-70;

- мелкоблочным на специальных трейлерах;

- агрегатным на универсальном транспорте.

Буровая установка при крупноблочном способе транспортируется следующими крупными блоками: вышечно-лебедочный (без вышки), насосный; вышка; остальные части - мелкими блоками, а приемный мост и коммуникации - универсальным транспортом. Для транспортирования вышечно-лебедочного блока необходимо не менее четырех тяжеловозов ТГ-60 или Т-60. Тяжеловозы ТГ-60 на гусеничном ходу применяются на грунтовых трассах, а Т-60 - на трассах с бетонным покрытием. Когда используются два тяжеловоза под передний кронштейн устанавливают балансир (тяжеловозы спаривают с помощью специальной тяги). Задние тяжеловозы могут быть установлены для транспортирования с колеёй по осям тяжеловозов, равной 4000 или 6000 мм. При этом (в зависимости от условий рельефа местности и состояния трассы) рекомендуется два варианта транспортирования. Первый вариант - вышечно-лебедочный блок транспортируется (Рис. 1.4) в собранном виде вместе с устройством для подъема вышки и укрытием. При этом транспортируемая масса блока 208 т, допустимый продольный уклон при спуске 25°, при подъеме 5°, а поперечный крен 2°. При втором варианте- вышечно-лебедочный блок транспортируется с демонтированным устройством для подъема вышки и укрытием (Рис. 1.5). При этом транспортируемая масса 190 т, допустимый уклон продольный при спуске 20°, при подъеме 20°, а поперечный крен 6°.

Насосный блок транспортируется на трех тяжеловозах ТГ-60 или Т-60 (Рис. 1.6). Транспортируемая масса 90 т, допустимый продольный уклон 20°, допустимый поперечный крен 10°, а ширина колеи 3400 мм. Для транспортирования насосного блока необходимо приподнять блок гидродомкратами тяжеловозов на высоту, обеспечивающую зазор между блоком и опорами, убрать из-под блока опоры и балки, опустить блок кронштейнами в гнезда тяжеловозов, закрыть захваты. Установка на фундамент проводится в обратном порядке. Вышки транспортируются в горизонтальном положении на трех тяжеловозах ТГ-60 или Т-60 с применением специального устройства (Рис. 1.7).

Рис.1.4. Первый вариант транспортирования вышечно-лебедочного блока на тяжеловозах ТГ-60

Рис.1.5. Второй вариант транспортирования вышечно-лебедочного блока без разборки на тяжеловозах ТГ-60

Рис.1.6.Транспортирование насосного блока:

1- стойка; 2- насос; 3- основание; 4, 5- тяжеловозы соответственно передние и задние

Рис.1.7.Транспортирование насосного блока:

1- вышка; 2- балкон; 3- тяжеловоз

Устройство для транспортирования вышки.

Устройство для транспортирования вышки (УТВ) предназначено для снятия, транспортирования в горизонтальном положении и установки вышки. Эксплуатирующиеся нефтяные месторождения за последние годы электрифицируются, и поэтому возникла необходимость перетаскивать вышечно-лебедочный блок без поднятой вышки для прохождения под электролиниями. Опускание, разборка, перевозка, сборка и подъем вышки при любой ныне существующей конструкции отнимают в общем цикле значительное время.

Для исключения циклов разборки и сборки вышки вышкомонтажные предприятия своими силами конструировали и изготовляли устройство для транспортирования вышки в горизонтальном положении, а для буровой установки «Уралмаш-3000 ЭУК» УТВ входит в комплект заводской поставки. Устройство транспортирования вышки (Рис. 1.8) состоит из центральной рамы 6, соединенной с двумя поперечными балками - передней 4 и задней 7, которые устанавливаются на три тяжеловоза. Передний тяжеловоз соединяется с передней балкой через поворотный кронштейн 5, что позволяет маневрировать во время перевозки вышки. К поперечным балкам крепятся пальцевыми шарнирами откидные балки. При перевозке вышки в горизонтальном положении откидные балки горизонтальны. При транспортировке порожнего УТВ по дорогам общего пользования на трейлерах или тяжеловозах на пневмо-ходу с целью уменьшения габарита откидные балки могут быть уложены на центральную раму или откинуты в сторону. На откидных балках имеются площадки с овальными отверстиями для крепления к ним вышки с помощью хомутов.

На кронштейнах задней балки имеются специальные гнезда для установки бухты с талевым канатом и барабана 3, с помощью которого талевый канат сматывается с барабана буровой лебедки перед транспортированием вышки. Для вращения барабана для сматывания каната к задней балке крепится специальная площадка 1. Устройство для транспортирования вышки собирается на месторождении из отдельных комплектующих изделий, поступивших с завода. Устанавливаются кронштейны, передний 5 и два задних 8, на переднюю балку и заднюю. Центральную раму устанавливают на две тумбы и собранные переднюю и заднюю балки крепят к ней. На балки устанавливают откидные кронштейны на пальцах. К задней балке крепятся кронштейны, на которые устанавливают ось 2 с барабаном и трубой. Собранное таким образом устройство устанавливают на три тележки. Существуют устройства, которые позволяют транспортировать вышку с балконом верхового рабочего и без него. Исходя из этого меняется и технология установки вышки.

Продольная ось УТВ перед спуском вышки должна ориентировочно совпадать с осью вышки. Вышку опускают на монтажную стойку, при необходимости снимают балкон верхового рабочего или же подтягивают УТВ к местам опоры на него ног вышки, согласно инструкции завода. С помощью гидродомкратов тяжеловозов выводят шарниры ног вышки из опорных гнезд основания. После транспортирования гидродомкратами тяжеловозов ноги вышки вводят в гнезда, т.е. проводится обратная операция. Устройство позволяет транспортировать вышку без разоснастки талевой системы и с оставшимся канатом на бухте. Устройство для транспортирования вышки спроектировано для BMP, входящей в комплект буровой установки Уралмаш-3000 ЭУК. Для остальных вышек предприятия своими силами изготовляют аналогичные устройства. Отличительная особенность этой конструкции - центральная рама ферменного типа, и пневмоколеса установлены стационарно. Усилие при транспортировании передается на центральную ферму.

Рис.1.8.Устройство для транспортирования вышки

1.3 Подготовка оборудования буровой установки к пуску

Вышечно-лебедочный блок:

- отцентрировать главный привод лебедки и ротора при необходимости и закрепить к основанию, проверить положение вышки относительно оси скважины, отклонение не более 50 мм;

- проверить работоспособность вспомогательного привода;

- проверить воздушную систему и ввод ее к исполнительным механизмам;

- произвести ревизию всех цепных передач и цепей в коробке перемены передач, непригодные к дальнейшей эксплуатации заменить;

- проверить и восстановить герметичность защитных кожухов цепных передач;

- проверить маслосистему, установить манометр на нагнетательной линии, отрегулировать подачу масла на каждый узел;

- проверить все шинно-пневматические муфты, при необходимости заменить;

- заменить изношенные тормозные колодки и отревизировать тормозную систему;

- проверить работоспособность пневмоцилиндра аварийного тормоза;

- отревизировать успокоитель талевого каната и обеспечить плавность перемещения системы роликов по направляющим;

- проверить надежность крепления ходового и неподвижного концов талевого каната, приспособления для крепления неподвижного конца к основанию;

- проверить блокировку ротора (против подъема), пуск основного двигателя (при наличии масла в системе), противозатаскивателя талевой системы;

- смонтировать ПКР-560 в сборе и подвести воздушную линию;

- проверить самовозврат ручек крана из любого положения в вертикальное на пульте управления ключом АКБ-ЗМА2, отревизировать краны;

- проверить работоспособность ротора, его крепление;

- обеспечить элементы талевой системы защитными кожухами, все крепежные детали закрепить и зашплинтовать;

- обеспечить надежную фиксацию стола ротора;

- проверить работоспособность приспособления укладки труб на мостки;

- устранить утечку воздуха в пневмосистеме и исполнительных механизмах;

- заполнить смазкой (прошприцевать) все подшипники талевой системы, лебедки, буровых насосов, при первичном и повторных пусках буровой установки и далее по графику;

- закрепить вспомогательную лебедку к основанию, отрегулировать колодочный тормоз, фрикционную муфту, заменить при необходимости диски;

- обеспечить надежную фиксацию в любом положении рукоятки переключения большого и малого барабанов лебедки;

- отремонтировать защитные кожухи всех исполнительных механизмов;

- смонтировать ключ АКБ-ЗМА2 и обвязать с пультом;

- установить пульты превенторной установки и обвязать их между собой;

- провести ревизию кранбалки и тельфера, заправить редуктор маслом;

- проверить надежность соединений подкосов и стойки, работоспособность крана 8КП-2;

- произвести испытание кранов поворотных и кранбалки;

-обновить все надписи на механизмах.

Насосный блок:

- произвести разборку гидравлической части буровых насосов, визуально отбраковать узлы и детали (при необходимости подготовить к замене);

- вскрыть механическую часть насоса;

- слить отработанное масло;

- проверить регулировку подшипников вала эксцентрикового;

- произвести ревизию пальцев и накладок крейцкопфов, их направляющих. При необходимости установить регулировочные прокладки, отбракованные детали заменить;

- произвести сборку механической части насоса;

- смазать подшипники насоса, произвести заправку масляных ванн свежим маслом;

- проверить пневмокомпенсаторы, непригодные к эксплуатации, заменить и установить манометры, закачать воздух;

- восстановить (или провести новую) воздушную линию к ДЗУ-250 и обвязать шлангами с хомутами;

- восстановить (смонтировать) систему охлаждения и смазки штоков совместно с насосной установкой;

- произвести сборку гидравлической части буровых насосов;

- проверить крейцкопфы насоса, при необходимости негодные к эксплуатации детали заменить;

- проверить натяжение приводных клиновых ремней, при необходимости произвести замену и натяжение;

- произвести центровку электродвигателя с приводом насоса;

- произвести ревизию спаренных ШПМ-500 приводов насосов, отбракованные ШПМ-500 и шкивы заменить, обеспечить центровку двигателей и трансмиссионных валов приводов насосов;

- восстановить пульт и воздушную систему управления насосами;

- установить вентили перед пультами управления при подводе воздуха к ним;

- проверить надежность крепления КП- 500 и наличие ограничителей на конце стрелы;

- проверить ограждения насосов;

- прошприцевать подшипниковые узлы приводов насосов;

- произвести ревизию ручных талей КП-500;

-произвести пробный пуск насосов.

Компрессорный блок:

- вскрыть компрессоры, проверить состояние подшипников коленчатого вала;

- произвести регулировку подшипников;

- проверить состояние клапанов компрессоров, при необходимости заменить;

- заменить масло в компрессорах;

- проверить натяжение ремней, исправность ограждений вентиляторов;

- смонтировать и произвести центровку компрессоров с электродвигателями;

- заменить при необходимости резиновые вибропоглощающие подушки;

- восстановить воздушную систему, при необходимости заменить обратный клапан;

- установить вентили на нагнетательной линии каждого компрессора, обеспечивающие запуск компрессора без нагрузки (при отсутствии автоматической разгрузки линии);

- пропарить ВБ-1 для удаления из нее спекшегося хлористого кальция, проверить правильность ее обвязки с воздухосборниками;

- смонтировать или восстановить систему разгрузки компрессоров, отрегулировать клапан;

- произвести ревизию предохранительных клапанов, отрегулировать, опломбировать;

- при необходимости заменить манометры на воздухосборниках;

- заправить воздухоосушку хлористым кальцием.

Блок очистки глинистого раствора:

- произвести ревизию шламовых насосов, отбраковать и заменить быстроизнашивающиеся детали;

- произвести сборку, обеспечив соосность всасывающего патрубка насоса с храпком трубопровода от емкости;

- произвести ревизию быстроизнашивающихся деталей гидроциклона, отбраковать и заменить негодные;

- произвести натяжение сеток при подготовке вибросита к работе, отремонтировать подвижную часть, проверить исправность вибровала, крепление;

- проверить, при необходимости заменить, манометр на нагнетательной линии шламовых насосов;

- установить электродвигатель, отцентрировать, установить ремень и защитный кожух;

- проверить запорную арматуру на нагнетательной линии;

- произвести ревизию глиномешалки (гидромешалки).

2 Подготовительные работы к бурению скважин

Подготовка к бурению включает устройство шурфа, выкапование начального участка устья скважины- забурника и пробный пуск буровой установки.

Сначала бурят шурф- колодец до глубины залегания устойчивых горных пород. Установка шурфовой трубы в условиях рыхлых песчаных пород, слагающих верхний слой почвы, осуществляется путем размыва песка струей воды, истекающей с большой скоростью из конусообразной насадки 3 (Рис.2.1). Насадка обычно представляет собой метчик для нарезки резьбы, вышедшей из строя. В процессе размыва песка происходит опускание шурфовой трубы в грунт. Замыв производят до тех пор пока верхний край трубы не будет отстоять от пола буровой на 500-800мм. Далее- выкапывается забурник, предназначенный для удержания бурового раствора от стекания во время бурения под направление и кондуктор. В его верхний конец установливают ВШН с помощью которой соединяют и осуществляют подачу бурового раствора к очистной системе, для очистки от шлама, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов. После установки трубы и выкапования забурникам начинается непосредственный процесс бурения.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора. В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки

Рис.2.1. Схема замывки шурфовой трубы.

1- шурфовая труба; 2- ведушая труба; 3- конусообразный переводник

3 Применяемая буровая установка и ее состав

Для выполнения различных операций технологии вращательного бурения требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка. Буровая установка – это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.

Современные буровые установки включают следующие составные части:

- буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка, вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.);

- буровые сооружения (вышка, основания, сборно- разборные каркасно-панельные укрытия, приемные мостки и стеллажи);

- оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спускоподъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);

- оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора);

- манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав);

- устройства для обогрева блоков буровой установки (теплогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для развода теплоносителя).

 

3.1 Буровая установка БУ 3000 ЭУК- I

Технические данные

1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН 1700

2. Условный диапазон глубины бурения , м 2000-3200

3. Наибольшая оснастка талевой системы 5х6

4. Диаметр талевого каната, мм 28

5. Скорость подъема крюка при расхаживании обсадных колонн и ликвидации аварий, м/с 0,2

6. Скорость установившегося движения при подъеме незагруженного элеватора, м/с 1,6

7. Число скоростей подъема крюка 6

8. Привод бурового оборудования:

Электрический переменного тока напряжением 6000 В

9. Привод лебедки и ротора:

Групповой от асинхронного двигателя АКБ-13-62-8

10. Привод буровых насосов:

Индивидуальный от синхронного электродвигателя СМБО-15-49-8УХЛ2

11. Мощность привода, кВт:

Входного вала подъемного агрегата 645

Вала ротора 370

Бурового насоса 630

12. Буровой насос УНБ-600

13. Число основных буровых насосов 2

14. Мощность механическая, кВт 600

15. Максимальная объемная подача, л/с 50,9

16. Максимальное давление на выкиде, Мпа 25

17. Ротор Р-700

18. Диаметр отверстия стола ротора, мм 700

19.Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН 3200

20. Момент, передаваемый столом ротора, кНм 50

21.Число частот вращения стола ротора 6

21. Частота вращения стола, об/с,

Максимальная 3,18

Минимальная 0,57

22. Номинальная длина свечи, м 25

23. Высота основания (отметка пола буровой), м 7,2

24. Просвет для установки стволовой части превенторной установки (расстояние от земли до подвижных частей механизма выдвижения клиньев ротора), м 5,9

25. Длина ведущей бурильной трубы (квадрата), м 27(+0,5)

26. Диаметр бурильных труб, мм 114, 127, 140, 146, 147

27. Диаметр УБТ, мм 178, 203

28. Вертлюг:

Тип УВ-250

Максимальная нагрузка, кН 2500

Допускаемая нагрузка от бурильных труб, кН 1600

29. Вышка:

Тип ВМР 45х170

Максимальная грузоподъемность на крюке, т 170

Полезная высота вышки, м 45

Механизм подъема вышки встроенный

30. Тормоз вспомогательный:

Тип Электромагнитный ТЭП-45-У1

Максимальный тормозной момент, кНм 45

31. Дизель-электрическая станция:

Тип АСДА-200

Мощность, кВт 200

32. Компрессор с электроприводом:

Тип КСЭ-5М

Число компрессоров 2

Подача, м/с 2х5=10

Давление воздуха, МПа 0,8

33. Метод бурения скважин кустовой

Число групп скважин в кусте не ограничивается

Число скважин в группе 2-8

Расстояние между скважинами в группе, м 2,4–5

Расстояние между группами скважин, м 15 или 50

34. Циркуляционная система:

Тип ЦС3-3000 ЭУК

Полезный объем резервуаров, м 120

35. Вышечно- лебодочный блок:

Расстояние от уровня земли до основания, установленного на направляющие, м 2,2

Давление направляющих на грунт, кгс/см² 1÷1,2

Высота выравнивания на каждую сторону, мм 500

36. Средства механизации:

Захват бурильных труб Пневмоклинья ПКР 560М-0Р

Свинчивание и развинчивание бурильных труб Ключ буровой АКБ-3М2, пневмораскрепитель, лебедка вспомогательная грузоподъемностью 4,5 т

Подача инструмента на забой Тормоз электромагнитный ТЭП-45-У1

37. Грузоподъемные работы Кран консольно-поворотный грузоподъемностью 2 т, лебедка вспомогательная грузоподъемностью 4,5 т, кран консольно- поворотный грузоподъемностью 0,5 т- 2 шт, кран ручной подвесной грузоподъемностью 3,2 т

Буровая установка БУ-3000ЭУК разработана для кустового бурения скважин в условиях Западной Сибири. Основное оборудование установки скомплектовано в три крупных блока: вышечно-лебедочный, насосный и циркуляционной системы с емкостями (Рис 3.1). Имеются также блоки очистки раствора, энергоблок, компрессорный блок, состоящие из габаритных секций со смонтированным на них оборудованием и коммуникациями.

Основание вышечно-лебедочного блока состоит из двух продольных рам, соединенных конечными балками, фермами и связями. На рабочей площадке основания с отметкой пола 7,2 м монтируется ротор, буровой ключ, вспомогательная лебедка, привод ротора, пневмораскрепитель, устройство для крепления неподвижной ветви талевого каната, дистанционное управление тормозом буровой лебедки. В задней приводной части основания на отметке пола 4,2 м устанавливается буровая лебедка, а на отметке пола 3,9 м - основной и вспомогательный приводы лебедки.

На продольных рамах основания монтируется буровая вышка и устройство для ее подъема и крепления. К этим рамам присоединены транспортные опоры для установки тяжеловозов с целью транспортирования блока с куста на куст, а также механизмы для перемещения и выравнивания блока в пределах куста.

Под рабочей площадкой основания блока установлены приспособления для снятия противовыбросового оборудования (превенторов) с колонной головки пробуренной скважины, отвода и крепления его в транспортное положение при перемещении блока на новую точку.

В передней части основания установлены консольно-поворотный кран и козырек с приемным мостом.

Укрытие вышечно-лебедочного блока металлическое, панельного типа. Высота панелей укрытия рабочей площадки 6 м, проем в укрытии со стороны приемного моста перекрывается откатными воротами. Размер рабочей площадки и наклон панелей ее укрытия обеспечивают возможность опускания вышки без разборки укрытия.

Каркас укрытия приводного отделения состоит из двух рам, установленных на продольные рамы основания блока. Рамы с панелями кровли укрытия используются для перемещения ручного подъемного крана грузоподъемностью 3,2 т при ремонтных работах.

Основание насосного блока состоит из продольных рам и площадок. В передней части установлен поворотный кронштейн, а в задней два кронштейна для подводки тяжеловозов. На основании насосного блока монтируются два буровых насоса с индивидуальными приводами, электрокомпрессор высокого давления КР-2 и укрытие панельного типа.

Основание блока циркуляционной системы аналогично основанию насосного блока. На нем монтируются емкости для бурового раствора, воды, химических реагентов и шламовые насосы. На емкостях имеются площадки и оборудование для перемешивания раствора.

Рис.3.1.Схема расположения блоков:

1- вышечно- лебодочный блок; 2- блок емкостей; 3- насосный блок; 4- направляющие блоков

3.2 Комплексы буровой установки и их состав

Комплекс оборудования для СПО

Вышка; лебедка с приводом; талевая система, которая включает кронблок, крюкоблок, состоящий из талевого блока и крюка, талевый канат, успокоитель каната; механизм крепления каната; бухта каната со специальным приспособлением. Комплекс находится на ВЛБ и связан кинематическим канатом.

Комплекс оборудования для работы с трубами

Ротор с клиновым захватом; ключи АКБ, ПКБ, УМК, вспомогательная лебедка, приемный мост со стеллажами и механизмом подъем труб.

Комплекс оборудования для обеспечения циркуляции раствора

Наземная часть: растворопровод; вибросита; гидроциклонные установки; центрифуга; дегазатор; емкости для хранения бур. раствора; механизмы для приготовления раствора и хим. реагентов; коммуникации.

Скважинная часть: бур. насосы с приводом; манифольд, стояк и рукав буровой; вертлюг; емкость долива с механизмом наполнения скважины.

Комплекс для подготовки и распределения сжатого воздуха (пневмосистема)

Воздухосборники, очистители воздуха от масла и влаги; вертлюжки; пневматические муфты и цилиндры; пневмодвигатели; КИП; приборы автоматики.

Комплекс оборудования для электроснабжения и управления

Подстанция; дизель-электростанция; трассировка кабелей; электродвигатели и др.

Комплекс оборудования для водоснабжения и обогрева. Комплекс ПВО

Превенторная установка; противовыбросовый манифольд; пульты управления.

Оборудование для механизации ремонтных и погрузочно-разгрузочных работ.

Рис.3.2.Кинематическая схема буровой установки «Уралмаш-3000 ЭУК»

3.3 Схема обвязки буровых насосов

Рис.3.3.Схема обвязки буровых насосов:

1– резервуар для химреагентов; 2– емкость для воды; 3– емкость долива; 4– растворопровод; 5– промежуточные блоки (три комплекта); 6– блок очистки; 7- диспергатор; 8– гидросмеситель; 9– подпорные насосы; 10– шкафы электроуправления; 11– блок приготовления химреагентов

 

Рис.3.4.Манифольд установок кустового бурения:

1- пол буровой; 2- нагнетательный трубопровод; 3- буровой насос; 4- емкости ЦС; 5- скважина

 

3.4 Оснастка талевой системы

Рис.3.5.Вид оснастки талевой системы (схема):

Последовательность остнастки: НК- 6- а- 1- д- 5- б- 2- г- 4- в- 3- ХК

4 Механическое бурение

4.1 Режим бурения

4.1.1. Бурение под направление диаметром 426мм в интервале 0-60м производится роторным способом при частоте вращения ротора 60-80 об/мин и КНБК № 1 (см.-табл.4.2).

4.1.2. Бурение под кондуктор диаметром 324мм глубиной спуска по вертикали 450м (454 м - по длине ствола) производится турбинными способом следующим образом.

Углубление вертикального участка производится КНБК № 2 (см. табл.4.2).

Углубление участка набора зенитного угла производится КНБК № 3 (см. табл.4.2).

Углубление участка стабилизации производится с использованием КНБК № 4 (см. табл. 4.2).

При наличии осложнений при бурении, расширении и перед спуском кондуктора интервал осложнений и ствол скважины прорабатывается компоновкой последнего долбления КНБК № 5 (см. табл. 4.2).

4.1.3. Бурение под промежуточную колонну диаметром 245мм глубиной спуска по вертикали 1100м (1115 м – по длине ствола) производится следующим образом:

Углубление в интервале 450-1100м – по вертикали (454-1115 м – по стволу) предусматривается производить КНБК № 6 (см. табл. 4.2).

При наличии осложнений при бурении интервал осложнений прорабатывается той же компоновкой. Перед спуском промежуточной колонны ствол скважины прорабатывается компоновкой для проработки КНБК № 7 (см. табл. 4.2).

4.1.4. Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168мм с глубиной спуска по вертикали 2215 м (2394м - по длине ствола) предусматривается производить на участке стабилизации и втором участке набора зенитного угла КНБК № 8, 9 (см. табл. 4.2).

Перед спуском эксплуатационной колонны производиться шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 10 (см. табл. 4.2).

4.1.5. Бурение под колонну-хвостовик диаметром 114мм с глубиной спуска по вертикали 2235 м (2794м - по длине ствола) предусматривается производить на горизонтальном участке КНБК № 11 (см. табл. 4.2).

Перед спуском колонны-хвостовик производиться шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 12 (см. табл. 4.2).

4.1.6. Контроль режимно - технологических параметров бурения производится станцией параметров бурения типа ГТК и т.п.

4.1.7. Момент подъема долота определяется:

- технико-технологической необходимостью;

- снижением механической скорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;

- сработкой опоры долота, сопровождающейся увеличением реактивного момента и давления на выкиде насосов, фиксируемые станцией контроля;

- окончанием бурения под соответствующую обсадную колонну.

4.1.8. Величина расхода бурового раствора определена исходя из условия:

- получения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве не менее минимально необходимой величины;

- создания необходимой и достаточной величины вращающегося момента (М_вр) на валу гидравлического забойного двигателя;

- получения величины удельного расхода бурового раствора на единицу площади забоя не менее рекомендуемых значений;

- пропускной способности телесистемы (ЗТС).

4.1.9. Величина осевой нагрузки на долото определяется:

- технико-технологическими условиями углубления;

- получения максимальной механической и рейсовой скоростей проходки.

Указанная в таблице 4.1. осевая нагрузка (G_q) является ориентировочной, которая уточняется в процессе углубления ствола скважины. Поиск оптимальной величины G_q производится в первые 2/3 предполагаемой часовой стойкости долота и получения максимальной мгновенной механической скорости углубления.

4.1.10. Способы, режимы бурения, расширки и проработки ствола скважины показаны в таблице 4.1.

4.1.11. Режим работы буровых насосов приведен в таблице 4.6.

4.1.12. Распределение давления в циркуляционной системе приведено в таблице 4.7.

Tаблица 4.1

Способы, режимы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК

Интервал, м

Pежим бурения

по вертикали

по стволу

Bид техно-логической

Cпособ бурения

Условный номер

осевая

скорость вращения

расход бурового

Cкорость выпол- нения техноло-

от (верх)	до (низ)		от (верх)		до (низ)		операции					KHБK (см.т.8.2)	нагрузка, т		ротора, об/мин		раствора, л/с		гической опера- ции, м/ч
1	2		3		4		5			6		7	8		9		10		11

1. Бурение под направление Æ426 мм:

0	60	0	60	Бурение	роторный	1	В.И.	60-80	32,4	30-50

2. Бурение под кондуктор Æ324 мм:

60	330	60	330	Бурение	турбинный	2	5-7	-	64,8	50-80
330	409	330	409	Бурение	турбинный	3	5-7	-	64,8	50-80
409	450	409	454	Бурение	турбинный	4	5-7	-	64,8	50-80
60	450	60	454	Шаблонировка (проработка)	турбинный	5	7-10	-	64,8	100-120

3. Бурение под промежуточную колонну Æ245 мм:

450	1100	454	1115	Бурение	турбинный	6	10-14	-	49,5	30-40
450	1100	454	1115	Шаблонировка (проработка)	турбинный	7	7-10	-	49,5	100-120

Продолжение таблицы 4.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

4. Бурение под эксплуатационную колонну Æ168 мм:

1100	1995	1115	2031	Бурение	турбинный	8	14-19	-	32,4	35-25
1995	2215	2031	2394	Бурение	турбинный	9	10-11	-	32,4	8-10
1100	2215	1115	2394	Шаблонировка (проработка)	турбинный	10	7-10	-	32,4	100-120

5. Бурение под колонну-хвостовик Æ114 мм:

2215	2235	2394	2794	Бурение	турбинный	11	6-8	-	16-18	8-10
2215	2235	2394	2794	Шаблонировка (проработка)	турбинный	12	7-10	-	16-18	100-120

 

Примечания: 1. Проработка ствола скважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений ствола скважины. При отсутствии осложнений производится шаблонировка ствола скважины с использованием приведенных №№ КНБК для проработки и промывка ствола скважины на забое до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных.

2. Интервал 2-го набора зенитного угла на участке под эксплуатационную колонну 1995-2215 м – по вертикали (2031-2394 м – по стволу) и горизонтального участка при бурении под колонну-хвостовик 2215-2235 м – по вертикали (2394-2794м – по стволу) производится при необходимости с проворотом колонны бурильных труб ротором, поэтому расчет компоновок бурильных труб произведен для роторного способа бурения (см. табл. 4.5, 4.5.1).

Таблица 4.2

Kомпоновки низа бурильных колонн (КНБК)

Ус-

Интервал, м

Э л е м е н т ы KHБK (до бурильных труб по расчету)

лов-

по вертикали

по стволу

техническая характеристика

ный но-

но-мер

ГOCT, OCT, МРТУ, ТУ, МУ

рассто-яние

наруж-ный

мас- са,

угол пере-

мер

от

до

от

до

по

типоразмер, шифр

и т.п. на

от за-

диа-

дли-

кг

коса

KHБK

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

по-

изготовление

боя,

метр,

на,

отк-

назначение

ряд

м

мм

м

лонит

ку

град.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1. Бурение под направление Æ 426мм

1	0	60	0	60	1	III 490 С-ЦВ	ТУ 3664-874- -05749/80-98	0,500	490,0	0,500	300,0 -	Бурение под вертикальное
					2	УБТ	ТУ 14-3-835-79	25,500	203,0	25,000	4632,0 -	направление

2. Бурение под кондуктор Æ 324мм

2	60	330	60	330	1	III 393,7 М-ЦГВ	ТУ 3664-874- -05749/80-98	0,450	393,7	0,450	172,0	-	Бурение верти-кального участ-
					2	Калибратор КЛС 393,7 СТ	ОСТ 39-078-79	1,550	393,7	1,100	390,0	-	ка под кондуктор
					3	3ТСШI-240 (2 секция)	ГОСТ 26673-90	18,550	240,0	17,000	4206,0	-
					4	Центратор над турбобуром (СТК)	-	19,620	346,0	1,070	236,0	-
					5	УБТ	ТУ 14-3-835-79	44,620	203,0	25,000	4632,0	-
					6	Обратный клапан КОБ-195	ОСТ 39-096-79	44,990	195,0	0,370	55,0	-

Продолжение таблицы 4.2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

3 330 409 330 409 1 III 393,7 М-ЦГВ ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,450 393,7 0,450 172,0 - 2 Калибратор КЛС 393,7 СТ ОСТ 39-078-79 1,550 393,7 1,100 390,0 -

Бурение участка набора зенитно-го угла меньше 12 град. под

					3	ТО-240 (ДРУ-240)	ГОСТ 26673-90	11,750	240,0	10,200	2507,0	2,5	кондуктор (про-
					4	Обратный клапан КОБ-195	ОСТ 39-096-79	12,120	195,0	0,370	55,0	-	ектный вариант)
					5	Телесистема (ЗТС)	АХ 2.788.003ТУ	20,420	172,0	8,300	400,0	-
					6	УБТ	ТУ 14-3-835-79	45,420	203,0	25,000	4632,0	-
					7	ЛБТ	ГОСТ 23786-79	117,420	147,0	72,000	1188,0	-

4 409 450 409 454 1 III 393,7 М-ЦГВ ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,450 393,7 0,450 172,0 - 2 Калибратор КЛС 393,7 СТ ОСТ 39-078-79 1,550 393,7 1,100 390,0 - 3 3ТСШI-240 (2 секция) ГОСТ 26673-90 18,550 240,0 17,000 4206,0 - 4 Центратор над турбобуром (СТК) - 19,620 346,0 1,070 236,0 -

Бурение участка стабилизации зенитного угла под кондуктор

					5	УБТ	ТУ 14-3-835-79	44,620	203,0	25,000	4632,0	-
					6	Обратный клапан КОБ-195	ОСТ 39-096-79	44,990	195,0	0,370	55,0	-
					7	ЛБТ	ГОСТ 23786-79	116,990	147,0	72,000	1188,0	-

5 60 450 60 454 1 III 393,7 М-ГВ ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,450 393,7 0,450 172,0 - 2 Калибратор КЛС-393,7 СТ ОСТ 39-078-79 1,550 393,7 1,100 390,0 -

Шаблонировка (проработка) ствола скважины перед спуском

					3	3ТСШI-240 (2 секция)	ГОСТ 26673-90	18,550	240,0	17,000	4206,0	-	кондуктора
					4	УБТ	ТУ 14-3-835-79	43,550	203,0	25,000	4632,0	-
					5	Обратный клапан КОБ-195	ОСТ 39-096-79	43,920	195,0	0,370	55,0	-

Продолжение таблицы 4.2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

3. Бурение под промежуточную колонну Æ 245мм

6 450 1100 454 1115 1 295,3 NU-53X-R37 (III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37) ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,425 295,3 0,425 88,8 - 2 Калибратор КЛС 295,3 СТ ОСТ 39-078-79 1,525 295,3 1,100 320,0 - 3 3ТСШI-240 (2 секция) ГОСТ 26673-90 18,525 240,0 17,000 4206,0 - 4 Центратор (СТК) ОСТ 39-078-79 3,5-4,0 280,0 0,500 20,0 -

Бурение участка стабилизации зе-нитного угла под промежуточную колонну

					5	УБТ	ТУ 14-3-835-79	43,525	203,0	25,000	4632,0	-
					6	Обратный клапан КОБ-195	ОСТ 39-096-79	43,895	195,0	0,370	55,0	-
					7	ЛБТ	ГОСТ 23786-79	115,895	147,0	72,000	1188,0	-

7 450 1100 454 1115 1 295,3 NU-53X-R37 (III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37) ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,420 295,3 0,420 77,0 - 2 Калибратор КЛС 295,3 СТ ОСТ 39-078-79 1,525 295,3 1,100 320,0 - 3 3ТСШI-240 (2 секция) ГОСТ 26673-90 18,520 240,0 17,000 4206,0 - 6 УБТ ТУ 14-3-835-79 43,520 203,0 25,000 4632,0 - 7 Обратный клапан КОБ-195 ОСТ 39-096-79 43,890 195,0 0,370 55,0 -

Шаблонировка (проработка) ствола скважины перед спуском промежуточной колонны

4. Бурение под эксплуатационную колонну Æ 168мм

8 1100 1995 1115 2031 1 215,9 V-51X-R155 (III 215,9 МЗГВ R155) ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,345 215,9 0,345 36,4 - 2 Калибратор 9КП 215,9 МСТ ОСТ 39-078-78 1,005 215,9 0,660 59,0 -

Бурение под эксплуатацион-ную колонну на участке стабили-

					3	ЗТСШI-195 (3 секции)	ГОСТ 26673-90	28,505	195,0	25,700	4740,0	-	зации
					4	УБТ	ТУ 14-3-835-79	53,505	178,0	25,000	3635,0	-
					5	Обратный клапан КОБ-195	ОСТ 39-096-79	53,875	195,0	0,370	55,0	-

Продолжение таблицы 4.2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

9 1995 2215 2031 2394 1 215,9 МХ-09 импортное 0,350 215,9 0,350 37,0 - 2 Калибратор 10-КП 215,9 СТ ОСТ 39-078-79 0,800 215,9 0,450 50,0 - 3 ДРУ-172 ТУ 3664-001-12033648-99 6,895 172,0 6,095 820,0 3,5º

Бурение под эксплуатационную колонну на втором участке набора угла

					4	Переливной клапан		7,465	172,0	0,570	59,0	-
					5	Телесистема забойная (ЗТС)	АХ 2.788.003.ТУ	15,765	172,0	8,300	400,0	-
					6	Немагнитные УБТ	Импортное	33,765	165,0	18,000	2317,0	-

10 1100 2215 1115 2394 1 III 215,9 С-ГВ-R192 ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,350 215,9 0,350 35,0 - 2 ДРУ-172 ТУ 3664-001-12033648-99 6,445 172,0 6,095 820,0 - 3 Переливной клапан 7,015 172,0 0,570 59,0 -

Шаблонировка (проработка) ствола скважины перед спуском эксплуатацион-

					4	Немагнитные УБТ	импортное	25,015	165,0	18,000	2617,0	-	ной колонны

5. Бурение под колонну-хвостовик Æ 114мм

11 2215 2235 2394 2794 1 139,7 AU-LS54X-R208 (III 139,7 СЗ-ГАУ-R208) ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,230 139,7 0,230 13,5 - 2 Калибратор 5 КС 139,7 СТ ОСТ 39-078-79 0,640 139,7 0,410 40,0 -

Бурение под ко-лонну-хвостовик

					3	ДРУ-127	ТУ 3664-001-12033648-99	5,765	127,0	5,125	396,0	3,5º
					4	Переливной клапан		6,195	127,0	0,430	26,0	-
					5	Немагнитные ДУБТ	импортное	14,195	121,0	8,000	560,0	-
					6	Телесистема забойная
					7	Немагнитные ДУБТ	импортное	22,195	121,0	8,000	560,0	-

Продолжение таблицы 4.2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

12 2215 2235 2394 2794 1 III 139,7 С-ЦВ ТУ 3664-874- -05749/80-98 0,230 139,7 0,230 11,0 - 2 ДРУ-127 ТУ 3664-001-12033648-99 5,355 127,0 5,125 396,0 - 3 Переливной клапан 5,785 127,0 0,430 26,0 - 4 Немагнитные ДУБТ импортное 21,785 121,0 16,000 1120,0 -

Шаблонировка (проработка) ствола скважины перед спуском колонны-хвосто-вик

Примечания: 1. При строительстве скважин допускается применение других забойных двигателей, долот и элементов КНБК с учетом технологического опыта бурения горизонтальных скважин на месторождениях Среднего Приобья, в том числе импортного производства при наличии их поставок и при соблюдении требований пп. 1.2.19; 1.2.20; 2.2.9

2. При наличии осложнений при бурении интервал осложнений прорабатывается компоновкой последнего долбления, в том числе интервал набора зенитного угла при бурении и перед спуском колонн прорабатывается компоновкой для набора зенитного угла.

3. Контроль за траекторией ствола скважины, начиная из-под промежуточной колонны, предусматривается производить с использованием отечественных забойных телеметрических систем (ЗТС). В зависимости от поставок и договоров с сервисными фирмами рекомендуются следующие ЗТС с электромагнитным каналом связи:

- АТ-3; АТ-31; ЗИС-4 (ВНИИГИС г.Октябрьский), выпускаются: гг.Октябрьский, Тюмень, Ноябрьск, Томск и др.;

- ЗТС-172М;

- ЗТС-42, ЗТС-54 (НПК “Геолектроника” г.Тверь).

Возможно применение зарубежных ЗТС с модуляционным гидроканалом фирмы “Анадрил-Шлюмберже” или с пульсационным гидроканалом фирмы “Спери-Сан” при наличии контрактов на закупки оборудования и сервисное обслуживание бурения.

4. Контроль за траекторией ствола скважины, начиная из-под промежуточной колонны, предусматривается производить с использованием отечественных забойных телеметрических систем (ЗТС). В зависимости от поставок и договоров с сервисными фирмами рекомендуются следующие ЗТС с электромагнитным каналом связи:

- АТ-3; АТ-31; ЗИС-4 (ВНИИГИС г.Октябрьский), выпускаются: гг.Октябрьский, Тюмень, Ноябрьск, Томск и др.;

- ЗТС-172М;

- ЗТС-42, ЗТС-54 (НПК “Геолектроника” г.Тверь).

Продолжение примечания к таблице 4.2:

Возможно применение зарубежных ЗТС с модуляционным гидроканалом фирмы “Анадрил-Шлюмберже” или с пульсационным гидроканалом фирмы “Спери-Сан” при наличии контрактов на закупки оборудования и сервисное обслуживание бурения.

5. При использовании телесистемы в компоновку тяжелых бурильных труб включать Ясс отечественного либо импортного производства.

6. Для возможности очистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкой ствола скважины на буровой рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 “Барс” АОЗТ НП “ЮКОН” 625053, г.Тюмень, а/я 2604 ул.Дружбы, 201.

7. При замене компоновок (КНБК) или замене опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) на новые, следует обратить внимание при СПО бурильной колонны на следующее:

7.1. Не допускать посадок инструмента и его заклинивания в стволе скважины.

7.2.Ограничить скорость прохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с целью предотвращения их зацепления.

8. В соответствии с требованиями п. 2.7.1.10, долото для разбуривания цементных стаканов, устройств ступенчатого цементирования, должно иметь срезанные периферийные зубья.

Tаблица 4.3

Потребное количество долот и элементов КНБК

Tипоразмер, шифр или краткое название

Bид технологической операции (бурение,

Иитервалы работы , м

Hорма расхода

Потребное количество

элемента KHБK

отбор керна, расшир-ка, проработка)

по вертикали

по стволу

единица измерения

величина

на интервал, шт.

			от		до		от		до
			(верх)		(низ)		(верх)		(низ)
1		2	3		4		5		6	7		8		9
III 490 С-ЦВ	бурение			0		60		0	60		м		230		0,261
III 393,7 М-ЦГВ	бурение			60		330		60	330		м		290		0,931
III 393,7 М-ЦГВ	бурение			330		390		330	390		м		145		0,413
III 393,7 М-ЦГВ	бурение			390		409		390	409		м		120		0,158
III 393,7 М-ЦГВ	бурение			409		450		409	454		м		290		0,155
Калибратор КЛС 393,7 СТ	бурение			60		450		60	454		шт/1000м		0,20		0,071
Центратор СТК	бурение			60		330		30	330		шт/1000м		0,80		0,240
Центратор СТК	бурение			409		450		409	454		шт/1000м		0,80		0,036
ТО-240 или ДУ-240	бурение			330		409		330	409		шт/1000м		3,00		0,237
III 393,7 М-ГВ	шаблонировка (проработка)			60		450		60	454		шт		-		0,200
295,3 NU-53X-R37 (III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37)	бурение			450		870		454	877		м		290		1,459
295,3 NU-53X-R37 (III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37)	бурение			870		1100		877	1115		м		180		1,322
Калибратор КЛС 295,3 СТ	бурение			450		1100		454	1115		шт/1000м		0,20		0,132
Центратор СТК	бурение			450		1100		454	1115		шт/1000м		0,80		0,529
295,3 NU-53X-R37 (III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37)	шаблонировка (проработка)			450		1100		454	1115		шт		-		0,300

Продолжение таблицы 4.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9
III 215,9 V-51X-R155 (III 215,9 МЗГВ R155)	бурение	1100	1995	1115	2031	м	170	5,388
215,9 МХ-09	бурение	1995	2215	2031	2394	м	900	0,807
Калибратор 10 КП 215,9 СТ	бурение	1100	2215	1115	2394	шт/1000м	0,30	0,384
III 215,9 С-ГВ-R192	шаблонировка (проработка)	1100	2215	1115	2394	шт	-	0,500
139,7 AU-LS54X-R208 (III 139,7 СЗ-ГАУ-R208)	бурение	2215	2235	2394	2794	м	75	5,333
Калибратор 5 КС 139,7 СТ	бурение	2215	2235	2394	2794	шт/1000м	-	2,000
III 139,7 С-ЦВ	шаблонировка (проработка)	2215	2235	2394	2794	шт	-	1,000

Tаблица 4.4

Cуммарное количество и вес долот и элементов КНБК

Cуммарная величина

Hазвание обсадной	Tипоразмер, шифр	Mасса	Bид	количество (штук)	масса по
колонны	или краткое	единица,	технологической	элементов KHБK	типораз-

	название элемента KHБK		кг		операции		по виду операции		по типоразмеру или шифру		меру или шифру, т
1	2		3		4		5		6		7
Направление		III 490 С-ЦВ		300,0		бурение		0,261		0,261		0,078
Кондутор		III 393,7 М-ЦГВ		172,0		бурение		1,578		1,578		0,271
		Калибратор КЛС 393,7 СТ		390,0		бурение		0,070		0,070		0,027
		Калибратор КЛС 295,3 СТ		320,0		бурение		0,001		0,001		0,0003
		Центратор СТК		236,0		бурение		0,276		0,276		0,065
		ТО-240 или ДУ-240		2507,0		бурение		0,237		0,237		0,594
		III 393,7 М-ГВ		172,0		шаблонировка (проработка)		0,200		0,200		0,034
Промежуточная		295,3 NU-53X-R37 (III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37)		88,8		бурение		2,781		2,781		0,247
		Калибратор КЛС 295,3 СТ		320,0		бурение		0,132		0,132		0,042
		Центратор СТК		332,0		бурение		0,529		0,529		0,176
		295,3 NU-53X-R37 (III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37)		88,8		шаблонировка (проработка)		0,300		0,300		0,027
Эксплуатационная		III 215,9 V-51X-R155 (III 215,9 МЗГВ R155)		36,4		бурение		5,388		5,388		0,196
		215,9 МХ-09		37,0		бурение		0,807		0,807		0,030
		Калибратор 10 КП 215,9 СТ		50,0		бурение		0,384		0,384		0,019
		III 215,9 С-ГВ-R192		35,0		шаблонировка (проработка)		0,500		0,500		0,018

Продолжение таблицы 4.4

1	2	3	4	5	6	7
Хвостовик	139,7 AU-LS54X-R208 (III 139,7 СЗ-ГАУ-R208)	13,5	бурение	5,333	5,333	0,072
	Калибратор 5 КС 139,7 СТ	40,0	бурение	2,000	2,000	0,080
	III 139,7 С-ЦВ	11,0	шаблонировка (проработка)	1,000	1,000	0,011

Tаблица 4.5

Конструкция бурильных колонн

		Hомер секции бурильной колонны	Интервал			Kоэффициент
Bид технологичес-	Интервал по	(снизу вверх) без KHБK	установки	Дли-	Mасса, т	запаса

кой операции

стволу,м

характеристика

секции

на

прочности

(бурение скважины

бурильной трубы

(снизу вверх)

сек-

трубы на

спуск частей

тип

наруж-

марка

тол-

ции,

сек-

нарас

стати-

вынос-

обсадной колонны,	от		до				(шифр)		ный		(группа)		щина							м		ции	таю-		чес-		ли-
разбуривание цемента)	(верх		(низ)						диаметр, мм		прочнос- ти мате-		стен- ки,		от (верх)		до (низ)						щая		кую проч-		вость
											риала		мм												ность
1	2		3		4		5		6		7		8		9		10			11		12	13		14		15
Бурение под направ-		0		60		1		УБТ		203		Д		61,50		35		60	25		4,632			4,632
ление (роторное)						2		ПК		127		Е		9,19		26		35	9		0,281			4,913
						3		ТВКП 140х140		-		-		-		0		26	26		2,938			7,851
Бурение под		60		450		1		УБТ		203		Д		61,50		425		450	25		4,632			4,632
кондуктор Æ324 мм						2		ЛБТ		147		Д-16-Т		11,00		353		425	72		1,188			5,820
(турбинное)						3		ПК		127		Е		9,19		26		353	327		10,280			16,000		8,9
						4		ТВКП 140х140		-		-		-		0		26	26		2,938			19,380
Бурение под		450		1115		1		УБТ		203		Д		61,50		1090		1115	25		4,632			4,632
промежуточную						2		ЛБТ		147		Д-16-Т		11,00		1018		1090	72		1,188			5,820
колонну Æ245 мм						3		ПК		127		Е		9,19		26		1018	992		30,970			36,790		4,4
(турбинное)						4		ТВКП 140х140		-		-		-		0		26	26		2,938			39,728

Продолжение таблицы 4.5

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Бурение под	1115	2394	1	ДУБТ	165	Немагн.	-	2013	2031	18	2,317	2,317
эксплуатационную			2	ПК	127	Е	9,19	26	2013	1987	62,034	64,351	2,0	3,1
колонну (турбинное с проворотом рото-ра)			3	ТВКП 140х140	-	-	-	0	26	26	2,938	67,289
Бурение под	2394	2794	1	ДУБТ	121	Немагн.	-	2778	2794	16	1,120	1,120
колонну-хвостовик			2	ПН	89	Е	9,35	8	2778	2770	58,392	59,512	1,9	3,9
(турбинное с проворотом ротора)			3	ТШК 80х80	-	Л	-	0	8	8	0,250	59,762

Примечания: 1. Шифры труб:

УБТ d203мм, d178мм - труба бурильная утяжеленная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79;

ДУБТ d 165 мм – труба бурильная утяжеленная, диамагнитная из комплекта телесистемы;

ЛБТ - алюминиевая бурильная труба по ГОСТ 23786-79;

ПК - труба бурильная стальная бесшовная с комбинированной высадкой концов и приваренными соединительными замками по ГОСТ Р50278-92;

ПН - труба бурильная стальная бесшовная с наружной высадкой концов и приваренными соединительными замками по ГОСТ Р50278-92;

ТВКП-140 - труба ведущая квадратного сечения (140х140 мм) с коническим пояском по ТУ14-3-755-78;

ТШК 80х80 - труба-штанга квадратного сечения (80х80 мм) по ТУ 14-3-755-78.

2. Допустимые запасы прочности бурильных труб:

на статическую прочность [h_ст]:

- турбинное бурение - 1,4;

- роторное бурение - 1,5.

на выносливость [h_уст]:

- роторное бурение - 1,5.

4.2 Гидравлическая программа промывки скважины

Tаблица 4.6

Pежим работы буровых насосов

Интервал по

Bид

Удель-

Удель-

Cкорость

Cко-

Tип

Pежим работы буровых насосов

стволу, м

технологической

ный

ная ги-

струи из

рость

буровых

коли-

диаметр

допус

коэф-

число

произ-

				операции (бурение,	расход,		дравли-		насадок		восхо-		насосов		чест-		цилинд-		тимое		фици-			двой-	води-
от	до			проработка, отбор	л/с/см2		ческая		долота,		дящего				во		ровых		дав-		ент			ных	тель-
(верх)	(низ)			керна и т.д.)			мощ-		м/с		потока,				насо-		втулок,		ление,		напол			ходов	ность,
							ность,				м/с				сов,		мм		кгс/		нения			в ми-	л/с
							квт/см2								шт.				см2					нуту
0		60	Бурение			0,017		0,271		-		0,12		УНБ-600		1		170		145		0,90	65			32,40
60		450	Бурение, шаблонировка (проработка)			0,053		0,838		50		0,38		УНБ-600		2		170х170		145		0,90	65			64,80
450		1115	Бурение, шаблонировка (проработка)			0,072		1,455		-		0,93		УНБ-600		2		150х150		190		0,90	65			49,50
1115		2394	Бурение, шаблонировка (проработка)			0,088		1,393		80-70		1,66		УНБ-600		1		170		145		0,90	65			32,40
2394		2794	Бурение, шаблонировка (проработка)			0,111		1,358		-		1,77		УНБ-600		1		130		250		0,90	65			16-18

Tаблица 4.7

Pаспределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой

Интервал по

Произво-

Давление на

Kоли-

Диаметр

Потери давлений (кгс/см2) для конца интервала в

стволу, м

дитель-

стояке, кгс/см2

чество

насадок,

элементах KHБK

буриль-

кольце-

обвязке

от (верх)	до (низ)		ность насосов,		в начале интер-		в конце интер-		наса-док в			мм			долоте			забойном			УБT		ной колонне				вом прост-			буровой уста-
			л/с		вала		вала		олоте, шт.						(насадках)			двигателе									ранстве			новки
60		450		64,8		97,00		112,00		3	22х22х22					15,00			70,00			0,64		16,00				0,60			9,63
450		1115		49,5		145,00		164,00		3	22х22х22					15,00			100,00			0,64		37,40				1,13			9,87
1115		2394		32,4		140,00		142,00		3	13х15х15					31,36			70,00			1,12		27,50				8,50			4,00
2394		2794		18,0		216,00		234,00		3	F=6см2					6,00			95,00			6,70		90,00				35,00			1,20

5 Гидравлические забойные двигатели

Шифр двигателя

Число ступеней

Расход жидкости

Рабочий режим

Присоединитель-ная резьба

Длина

Масса

	шт	л/с	частота вращения вала, об/мин	момент на валу кН*м	перепад давления МПа	к долоту	к буриль-ной колонне	мм	кг
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
3ТСШ1-195	330	30	380	1.5	3.9	З-117	З-147	25700	4790
ТО2-195	105	30	520	0.9	3.5	З-117	З-147	10110	1850
3ТСШ-195ТЛ	318	40	340	1.5	2.9	З-117	З-147	25700	4325
3ТСШ2-195	330	30	450	1.7	5.7	З-117	З-147	25850	4325
ТО-195К	110	30	500	0.95	4.1	З-117	З-147	10110	1774
ДРУ-195	-	25	80	3.1	3.9	З-117	З-147	8100	1420

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1сек.А7П3+ + ШО-195	109	32	500/400	1.8	3.5	З-117	З-147	7620+5700	1400+875
Т12РТ-240	104	55	760	2.5	5.4	З-152	З-171	8210	2020
1ТСШ-240	110	52	440	2.05	5.4	З-152	З-171	9742	1991
2ТСШ-240	210	40	470	2.7	4.9	З-152	З-171	15486	3983
3ТСШ-240	315	32	440	2.7	5.5	З-152	З-171	23225	5975
ТО2-240	93	45	420	1.3	2.9	З-152	З-171	10170	2595
ТО-240К	95	45	400	1.5	3.4	З-152	З-171	10170	2734

Контроль ресурса шпиндельного турбобура в условиях буровой

Одним из способов контроля на буровой отработки шпиндельных турбобуров является контроль по износу шпиндельной секции, люфт которой не должен превышать 6 мм. Указанная технология контроля отработки не позволяет определить момент соприкосновения ротора со статором турбобура, в результате чего при имеющихся случаях некачественной сборки турбинных и шпиндельных секций наблюдается просадка валов турбобура при неотработанных шпиндельных секциях, влекущая к отказу турбобура или снижению его приемистости при нагрузках. Для увеличения ресурса работы турбинных и шпиндельных секций предлагается способ контроля ресурса турбобура, когда производится инструментальный обмер качества сборки турбобура с помощью глубиномера или двух мерных линеек.

Определяются и записываются в вахтовый журнал: люфт собранного турбобура (см. рис..1), т.е. смещение вала турбобура относительно корпуса, который должен быть в пределах 12-16 мм.

После спуска собранных турбинных секций на устье замеряется расстояние соприкосновения ротора со статором Кс (рис.2), затем при сочленении шпиндельной секции с турбинными определяется подъем вала Кш (рис.3), разница Кс - Кш дает рабочий подъем Кр вала, т.е. определяет расстояние между роторной и статорной системами в процессе бурения. Сочленение турбобура с новой шпиндельной секцией (после ремонта) должно дать подъем вала Кр до 10±1 мм. После очередного долбления, необходимо производить контрольный замер расстояния Кш и определять рабочий подъем вала Кр, допускается отработка шпиндельной секции при обеспечении подъема вала турбобура до Кр = Кс - Кш = 2 мм, т.е. производить замену шпиндельной секции при недохождении роторной системы до статорной на 2 мм, что обеспечит сохранение турбинных секций и повысит ресурс работы шпиндельной секции, одновременно позволит в условиях буровой проверить качество сборки турбобура и исключить спуск в скважину некачественно собранного турбобура. При преобладании осевой нагрузки снизу над гидравлической дополнительно контролируется наработка люфта шпинделя согласно инструкции.

П Р А В И Л А

контроля качества сборки и отработки турбобура 3ТСШ-195

1. Произвести сборку турбинных секций.

2. Замерить люфт турбобура (см. рис.1)

3. Опустить три турбинных секции в скважину (рис.2)

Замерить при помощи линеек расстояние соприкосновения ротора со статором - Кс

4. Поднять из скважины три турбинных секции. Навернуть шпиндельную.

5. Опустить турбобур со шпинделем в скважину (рис.3)

Замерить при помощи линеек расстояние до вала - Кш

6. Определить фактический подъем вала Кр

Кр=Кс - Кш

(при новом шпинделе Кр должен быть до 10±1 мм

7. Определять Кр при каждой смене долота.

8. Менять шпиндель при Кр=Кс - Кш=2 мм.

где:

Кс - расстояние соприкосновения ротора со статором

Кш - расстояние до вала при навернутом шпинделе

Кр - фактический подъем вала

Кр=Кс - Кш

(при новом шпинделе Кр должен быть до 10±1 мм)

Отработка винтовых забойных двигателей

При использовании винтового забойного двигателя оптимальный режим бурения выбирается по перепаду давления на двигателе:

1. 
   

   Загруженность двигателя (Рз) - это величина разности рабочего давления (Рр) и давления холостого хода (Рх): Рз = Рр – Рх. Для определения величины (Рз) необходимо создать заданную нагрузку на долото и снять показания (Рр);

   
   


2. 
   

   Величину загруженности винтового забойного двигателя (Рз) необходимо поддерживать на протяжении всего времени работы ВЗД;

   
   


3. 
   

   При зависании инструмента рабочее давление снижается до величины близкой к холостому давлению (Рх), в этом случае необходимо оторвать инструмент от забоя, определить (Рх) и плавно увеличивая нагрузку довести перепад давления до величины Рр = Рх + Рз.

   
   

Кс

Кш

Кр

линейка

Люфт турбобура 12 – 16 мм

ротор

ротор

ротор

Рис. № 1

Рис. № 2

Рис. № 3

Возможные неисправности в работе турбобуров и способы их устранения

Неисправность	Причина неисправности	Способ устранения
Остановка турбобура при бурении	1. Чрезмерное увеличение нагрузки на долото, перегрузка турбобура 2. Значительное уменьшение количества рабочей жидкости, подаваемой в турбобур из-за неполадок в насосах или утечек в бурильной колонне. Признаком служит снижение давления, регистрируемого манометром.	Долото приподнять над забоем и снова опустить, после чего постепенно увеличивать нагрузку на долото. Если при меньшей осевой нагрузке турбобур не работает, его необходимо поднять на поверхность для проверки на устье. Проверить насосы и резьбовые соединения бурильных труб. Если принятые меры не обеспечивают улучшения работы турбобура, его следует проверить на устье.
Турбобур не принимает нагрузку (резкое уменьшение осевой нагрузки на долото по сравнению с приложенной ранее, при которой турбобур останавливается)	Если при бурении давление по манометру не снижается, турбобур может не принимать нагрузку по следующим причинам: 1. Заклинивание долота. Приподнятый над забоем турбобур (разгруженный) работает, а при нагрузке останавливается. 2. Роторы соприкасаются со статорами вследствие сверх допустимого износа деталей осевой опоры или ослабления резьбовых соединений, закрепляющих систему роторов или систему статоров	Бурение необходимо прекратить, турбобур поднять на поверхность для проверки долота и турбобура.
Турбобур не запускается на устье при давлении незначительно превышающим рабочее (вал свободно вращается при приложении момента до 20 кгс*м	Значительный перепад давления на долоте. При этом создается большое в осевой опоре шпинделя и дополнительное сопротивление трения в резинометаллической пяте, что препятствует вращению вала.	Опрессовать турбобур без долота. При необходимости увеличить диаметр гидромониторных насадок.
Резкое повышение давления в нагнетательной линии	1. Засорение фильтра 1.1. Наличие посторонних предметов, окалин в манифольде после проведения на нем ремонтных работ и при запуске 1 скважины 1.2. Засорение фильтра шламом 2. Засорение турбобура 2.1. Наличие посторонних предметов в новом бурильном инструменте 2.2. При большом количестве в растворе коллоидной фракции частицы шлама, не задержанные фильтром, с прекращением циркуляции осаждаются в турбобуре, при последующем включении насоса этот осадок запрессовывается в турбине 2.3. При неуравновешенности столба жидкости в затрубном и колонном пространстве во время наращивания или проведения ИК, при неработающем обратном клапане, выбуренная порода вследствие возникновения обратного движения жидкости ("сифон") заполняет долото и турбину, если турбобур не приподнят от забоя	1.1. Промыть манифольд через квадрат с максимальной производительностью буровых насосов 1.2. Отвернуть ведущую трубу, промыть и прочистить фильтр 2.1. При сборке нового инструмента и использования бурильного инструмента со стеллажей необходимо его прошаблонировать. После остановки в процессе бурения под кондуктор и первого долбления в начале запускается один насос на минимальной производительности (в случае регулируемого привода) или с наименьшим диаметром втулок. Включение второго насоса и полная производительность насосов осуществляется после доведения долота до забоя. 2.3. Для исключения забития турбобура обратной циркуляцией тщательно промыться перед остановкой циркуляции, в случае срочных непредвиденных остановок, поднять компоновку на длину свечи от забоя. При засорении турбобур поднять на поверхность и промыть в течение 10-15 мин при неполной производительности буровых насосов, следя за повышением давления по манометру. Если промывка не дает результатов, турбобур заменить
Резкое падение давления в нагнетательной линии	Поломка бурильных труб или срыв резьбовых соединений корпусов и переводников	Поднять инструмент

Возможные неисправности в работе ВЗД и способы их устранения

Неисправность	Причина неисправности	Способ устранения
1	2	3

При опробовании на устье скважины

Незапуск двигателя или запускается при давлении больше 40 кгс/см2 а) перепускной клапан не закрывается б)перепускной клапан закрылся	1. Диаметр фильтра равен внутреннему диаметру ведущей бурильной трубы, переводников 2. Зашламован фильтр. Большой натяг в рабочей паре. Слишком большой расход бурового раствора. Не прогрет двигатель. Двигатель неисправен (зашламован, разрушена обкладка статоров)	1 .Установить фильтр меньшего диаметра в месте компоновки с большим проходным отверстием 2. Очистить фильтр 1,2 Опробовать на минимальном расходе. В случае запуска при давлении более 40 кгс/см2, менее 70 кгс/см2, не прекращать подачу бурового раствора в течение 3-5 мин, если давление снизилось, то разрешается эксплуатация двигателя на этом же расходе первые 30-50 часов, в дальнейшем расход бурового раствора можно увеличить. 3.Отогреть двигатель 4.Убедившись в неисправности, двигатель заменить..
Перепускной клапан при опробовании пропускает буровой раствор, двигатель работает нормально	1.Посторонний предмет в клапане 2.Клапан неисправен 	1. Повторить опробование путем 2-х 3-х разового включения и выключения бурового насоса. 2.Заменить клапан или исключить его из компоновки.

Двигатель в скважине

Двигатель в скважине не запускается двигатель, давление превышает допустимое (порыв мембраны). Отсутствие реактивного момента на роторе.

1. Несоответствие мембраны и кольца необходимому давлению. Не осуществлялись во время спуска на большую глубину промежуточные промывки скважины (раствор имеет большую вязкость и СНС). Зашламован двигатель. 4. Разрушение обкладки статора под действием высокой забойной температуры, некачественного изготовления

1. Привести насосы (цилиндровые втулки) и мембрану с кольцом в соответствии с расчетным рабочим давлением. 2,3,4. Расхаживать инструмент без промывки с вращением ротора 2-3 мин, после чего, не останавливая ротор, включить буровой насос на минимальной производительности (допускается работа насоса на 1-ом - 2-х клапанах). Во избежание порыва пласта не допускать длительной работы насоса без выхода бурового раствора из скважины. При отрицательном результате поднять инструмент от забоя на 300-500 м и более, и повторить все сначала. При отрицательном результате заменить двигатель.

Продолжение таблицы

1	2	3
Двигатель не запускается, на роторе есть реактивный момент. Во время расхаживания заметны «посадки» и «затяжки» бурильного инструмента, при этом двигатель запускается, давление в ма-нифольде резко падает и вновь также резко поднимается до тормозного.	1.Заклинило долото или калибратор в суженой части ствола, в резко искривленном участке ствола и т.д. 2.На забое посторонние металлические предметы.	1.Поднять долото от забоя на длину квадрата, запустить двигатель и проработать призабойную зону. В случае применения винтового отклонителя прорабатывать скважину не рекомендуется. Бурение скважины отклонителем можно производить только в хорошо подготовленном стволе. 2.Очистить забой
Снижение механической скорости проходки, двигатель часто останавливается, при этом повышается давление	1 .Большой износ рабочих органов 2.Недостаточная производительность буровых насосов (промыт поршень, клапан и т.д.) 3.Промыт буровой инструмент, переливной клапан и т.д.	1.Определить техническое состояние рабочих органов по способу, описанному в разделе 3. При подтверждении чрезмерного износа увеличить по возможности производительность насосов или снизить нагрузку на долото. 2. Определить расход бурового раствора, проверить насосное хозяйство, устранить неисправность. 3. В случае промыва бурового инструмента давление при холостой работе двигателя и неизменном расходе промывочной жидкости должно быть ниже первоначального более, чем на 5-10 кгс/см2. В этом случае необходимо произвести подъем бурильного инструмента и заменить промытые бурильные трубы с последующей проверкой забойного двигателя.

Межремонтный период работы применяемых двигателей

Т 12 РТ- 240 - 30-50 час ;

3 ТСШ-240 - 220-250час;

Шп.-240 - 80-100 час;

Д-240 - 60-80 час;

3 ТСШ-1-195 - 220-250час;

Шп.-195 - 80-100 час;

Д-172 ,Д-195 - 60-80 час;

«Недра», «Кембрий»- 50 час.

6 Профиль ствола скважины

Проектный профиль скважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен быть технически выполним при использовании существующих технических средств, обеспечивая при этом проходимость геофизических приборов, обсадных и бурильных колонн.

По данному проекту предусматривается строительство горизонтальных скважин. В соответствии с заданием на проектирование, строительство скважин намечается производить со средним смещением на точку входа в пласт 600м и длиной горизонтального участка 400 м.

Проектный тип профиля включает пять интервалов, из них один вертикальный, два интервала увеличения зенитного угла, один интервала стабилизации и горизонтальный участок.

На первом интервале увеличения с интенсивностью 1,5⁰ на 10м на глубине 409 м – по вертикали (409 м – по стволу) набирается зенитный угол 11,91 град., радиус искривления при этом составляет 382 м. Участок стабилизации набранного угла заканчивается на глубине 1995м – по вертикали (2031м – по стволу). Второй участок увеличения угла 1995-2215м – по вертикали (2031-2394м – по стволу) бурится с интенсивностью 2,0⁰ на 10 м, радиус искривления при этом составляет 286,5 м. Зенитный угол в конце интервала достигает значения 87⁰. Затем под этим углом бурится горизонтальный участок длиной 400 м.

При обеспечении данного типа профиля скважины отклонение забоя по кровле пласта 2БП₂ составит 600м, общая длина ствола скважины в продуктивном пласте составит 400 м, а общее отклонение скважины на конец бурения составит 1000 м.

Результаты расчета проектного профиля приведены в таблице 6.2 и рис. 6.1.

При строительстве каждой конкретной горизонтальной скважины, профиль скважины рассчитывается специалистами УБР (Подрядчика) по исходным данным, выданным геологической службой Заказчика. Проектный профиль согласован с технологической службой Заказчика.

Контроль параметров кривизны ствола производится:

- на первом участке набора кривизны при бурении под кондуктор и под эксплуатационную колонну Æ 168мм с использованием забойной инклинометрической системы СИБ-1.

Допускается использование других телесистем, в том числе забойной отечественной телесистемы АТ-3(31) ННПК “ЭХО”, либо импортной MWD-650 “Sperry-Sun” при согласовании с Заказчиком и наличии договоров на поставки и сервисное обслуживание.

Проводку ствола скважины под колонну-хвостовик Æ 114мм и контроль параметров кривизны произ-водится с использованием телесистемы 4 ³/₄ ² “Super Slim” компании “Sperry-Sun”.

Возможно применение других типов телесистем при согласовании с Заказчиком.

Компоновки низа бурильной колонны по проектному профилю приведены в таблице 4.2.

Таблица 6.1

 

Исходные данные для расчета профиля горизонтальной скважины

на Комсомольском месторождении (пласт 2БП₂)

Номер по порядку	Наименование параметра	Единица измерения	Величина
1	Глубина по вертикали:	м
	- начала 1го интервала увеличения зенитного угла		330,0
	- окончания интервала стабилизации зенитного угла и начала 2го интервала увеличения зенитного угла		1995,0
	- кровли пласта 2БП2		2215,0
	- скважины		2235,0
2	Длина горизонтального участка по проект-ному горизонту	м	400,0
3	Угол входа в продуктивный пласт	град.	87,0
4	Проектная интенсивность изменения зенитного угла в интервалах:
	- первый интервал увеличения угла	град/10 м	1,5
	- второй интервал увеличения угла	град/10 м	2,0
5	Радиус искривления интервала увеличения зенитного угла:	м
	- первый интервал увеличения угла		382,0
	- второй интервал увеличения угла		286,5
6	Отклонение забоя по кровле пласта 2БП2	м	600,0
7	Максимально допустимая интенсивность изменения:
	- зенитного угла в интервалах:
	первый интервал увеличения угла	град/10 м	2,0
	второй интервал увеличения угла	град/10 м	3,0
	работы погружных насосов	град/100 м	3,0
	- пространственного угла в интервалах:
	первый интервал увеличения угла	град/10 м	2,0
	второй интервал увеличения угла	град/10 м	4,0
	работы погружных насосов	град/100 м	4,0

Таблица 6.2

Профиль ствола горизонтальной скважины (пласт 2БП₂) на Комсомольском месторождении

 

Интервал по

Длина

Зенитный угол, град.

Интенсивность

Горизонтальное

Длина по

вертикали, м

интервала

в начале

в конце

изменения

отклонение, м

стволу, м

от	до	по верти-	интервала	интервала	зенитного угла,	за интервал	общее	интервала	общая
(верх)	(низ)	кали, м			град/10 м
0	330	330	0,00	0,00	-	0,0	0	330	330
330	409	79	0,00	11,91	1,5	8,20	8	79	409
409	1995	1586	11,91	11,91	-	334,7	343	1621	2031
1995	2150	155	11,91	49,86	2,0	92,7	436	184	2214
2150	2215	65	49,86	87,00	2,0	164,4	600	180	2394
2215	2235	20	87,00	87,00	-	399,5	1000	400	2794

Примечания: 1. Начало интервала набора зенитного угла, глубина окончания интервала стабилизации и другие пара-метры кривизны для каждой скважины, бурящейся с кустовой площадки, выбирается в соответст-вии с требованиями РД 39-0148070-6.027-86 "Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири" и изменения №1 утвержденного 11.01.1990г., с учетом конкретных геолого-технических условий бурения.

2. Расчет обсадных колонн для каждой скважины, построенной по данному групповому проекту, необхо-

производить с учетом фактической пространственной интенсивности искривления ствола в соответствии с “Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин”, Москва, 1997 г. (АООТ “ВНИИТнефть”).

3. При строительстве конкретной скважины интервал установки ГНО (полка) уточняется геологической службой Заказчика по фактическому профилю и данным гидрогазодинамических исследований.

7 Буровые растворы

7.1. Общие положения

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление её обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны с точки зрения охраны окружающей среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания коллоидной глинистой фракции.

С учетом вышесказанного при бурении скважин на Комсомольском месторождении для обработки бурового раствора предусмотрено применение малоопасных химических реагентов.

Буровой раствор, обработанный по рецептурам на основе КМЦ, сайпана, ГКЖ, НТФ относится к веществам 4 класса опасности по степени воздействия на окружающую природную среду.

В соответствии с заданием для бурения под эксплуатационную колонну и колонну-хвостовик предусмотрено применение калий хлор-биополимерного раствора, приготовленного с использованием отечественных хим.реагентов, малоопасных для окружающей природной среды. Рецептура биополимерного раствора разработана в ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”.

Рецептура бурового раствора, нормы расхода материалов и реагентов, а также параметры бурового раствора по интервалам бурения сведены в регламент и таблицу 7.2.

Потребное количество материалов и реагентов для строительства скважины приведено в таблицах 7.4 и 7.5.

Предусмотрено применение эффективной системы очистки бурового раствора с использованием оборудования очистки фирмы Kem-Tron (табл. 7.3) и амбара для сбора отходов бурения.

7.2. Химические реагенты и их приготовление для обработки бурового раствора

7.2.1. Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10% (15% для низкосортных продуктов). Хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается. Применяется для регулирования фильтрационных свойств пресных и минерализованных NaCl буровых растворов, но неустойчива к действию солей двухвалентных металлов, особенно магния. КМЦ эффективна в нейтральных и слабощелочных средах – рН 6-9. Обычно применяется в области рН 8-9. Применяется при температурах 130-160^оС, а в сочетании со специальными добавками – до 180-200^оС.

Для обработки пресных растворов рекомендуемые концентрации – до 0,5%.

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалке или с помощью гидромешалки ГДМ-1. Глиномешалка МГ2-4 заполняется на ²/₃ водой, загружается расчетное количество реагента, со скоростью 10-15 минут на мешок перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объема и дополнительно перемешивается 20-30 минут. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета получения 2-5% водного раствора. На практике обычно используется 1-2%-ый водный раствор КМЦ.

Растворение КМЦ может осуществляться в дополнительной емкости (25-50 кг на 10м³ воды) с помощью гидроворонки со скоростью 20-30 минут и перемешиванием в течение 20-30 минут.

В настоящее время производятся различные торговые марки КМЦ как в нашей стране (Камцел, КМЦ-Н и др.) так и за рубежом (Tylose, Fin-Fix и др.), свойства которых определяются соответствующими ТУ и сертификатами.

7.2.2. Гипан – гидролизованный полиакрилонитрил. Представляет собой вязкую жидкость желтого цвета с аммиачным запахом. Выпускается двух марок: гипан-1 и гипан-0,7 в соответствии с ТУ 6-1-166-74 в виде водного 10%-15%-го раствора. Применяется для снижения показателя фильтрации пресных и минерализованных (NaCl) растворов, вызывает загустевание пресных буровых растворов, способствует повышению устойчивости стенок скважины. Оптимальная область рН = 8¸9. Для обработки пресных растворов рекомендуется гипан-1, содержание его в растворе обычно до 0,2-0,3%. Термостойкость пресных растворов, обработанных гипаном – до 200^оС.

Гипан не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется производить двадцатикратное разбавление водой товарного гипана.

Вместо гипана может применяться гивпан – гидролизованное полиакрилонитрильное волокно, выпускается под торговой маркой Гивпан (Гивпан-Г, Гивпан-Н), применяется как стабилизатор буровых растворов, причем допускается полное насыщение раствора солями одновалентных металлов. Гивпан-Н является аналогом гивпана, К-4, К-9. Гивпан-Г – отличается повышенной ингибирующей способностью по отношению к глинам.

Гивпан представляет собой однородную вязкую массу без механических примесей рН=12…14, температура замерзания ниже 0^о, температурная стойкость в водной системе - 175^оС.

7.2.3. Полиэтиленоксид (ПЭО) молекулярной массы 2-3 млн. а.е.м. – представляет собой порошкообразный продукт от белого до светло-желтого цвета, массовая доля влаги не более 8% хорошо растворяется в воде. Предназначен для обработки буровых растворов с целью снижения показателя фильтрации, загущения пресных глинистых растворов. Совместим с другими реагентами, применяемыми для обработки бурового раствора. В сочетании с реагентами на основе эфиров целлюлозы обладает синергетическим действием, более эффективно снижая показатель фильтрации бурового раствора. Концентрация ПЭО в буровом растворе оптимальная 0,01-0,015% при повышении концентрации ПЭО может вызвать флокуляцию твердых частиц.

Готовится водный раствор ПЭО на буровой аналогично КМЦ из расчета получения 0,3-0,4%-го водного раствора (рекомендуемое количество 15 кг на 4 м³ технической воды). Рекомендуется использовать ПЭО при температурах до 100-120^оС.

7.2.4. Кальцинированная сода - карбонат натрия – представляет собой белый мелко-рисаллический порошок плотностью 2,5 г/см³ с содержанием основного вещества 99%, растворимый в воде. Основное назначение – связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении ими бурового раствора. Применяется также для регулирования рН раствора, как химический диспергатор глин. Используют кальцинированную соду, в основном, в виде растворов 5-10%-ой концентрации.

Приготовление водного раствора кальцинированной соды осуществляется по технологии, аналогичной приготовлению КМЦ, время дополнительного перемешивания 10-15 минут.

7.2.5. Крахмал модифицированный, СКМ – используется для снижения показателя фильтрации при одновременной стабилизации реологических свойств бурового раствора любого типа. Выпускается СКМ в виде порошкообразного продукта от белого до желтого цвета, массовая доля влаги не более 6-12%, рН 1%-раствора 8-12.

Приготовление водного раствора крахмального реагента аналогично приготовле-нию КМЦ, обычно используется 1%-ый раствор.

7.2.6. Гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-10, ГКЖ-11) – водноспиртовый раствор этил (ГКЖ-10) или метил (ГКЖ-11) силиконата натрия. Щелочность в пересчете на NaOH – 13-17%. Представляет собой жидкость светло-желтого цвета плотностью 1,17-1,19 г/см³. Применяется для регулирования структурных свойств буровых растворов, для снижения темпа наработки глинистого раствора в интервале из-под кондуктора и как противоприхватная добавка. Термостойкость – 200^оС.

ГКЖ не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется трехкратное разбавление водой товарной ГКЖ.

7.2.7. ФК-2000, ФК-2000 Плюс – смазочные добавки на основе растительных жиров (подсолнечного или другого растительного масла или жиросодержащих отходов их переработки). Представляют собой вязкую жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета с запахом прогорклого масла, плотностью 0,89-0,93 г/см³, рН 1%-ой водной эмульсии 8-9. Термостойкость ФК-2000 Плюс – до 180^оС.

ФК-2000 Плюс содержит в своем составе поверхностно-активные вещества, являясь таким образом, бифункциональным реагентом, предназначенным не только для улучшения смазочных свойств раствора, но и для сохранения естественной проницаемости (по данным разработчика смазки) продуктивного пласта.

Содержание ФК-2000 (ФК-2000 Плюс) в буровом растворе составляет 0,5-2% в зависимости от типа раствора, его минерализации и условий бурения.

Для равномерной обработки бурового раствора используется в виде водного раствора 10-20%-ой концентрации. Технология приготовления водного раствора аналогична приготовлению других реагентов, время перемешивания 20-30 минут. ФК-2000 совместима со всеми рецептурами буровых растворов.

7.2.8. Сайпан - высокомолекулярный акриловый полимер (сополимер акриламида и натриевой соли акриловой кислоты),со степенью гидролиза порядка 70%.Представляет собой порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде. Применяется для обработки бурового раствора как стабилизатор фильтрационных свойств, улучшает смазочные свойства раствора. Продукт производится в США. Приготовление водного раствора сайпана на буровой аналогично КМЦ из расчета получения 1%-го раствора. Термостойкость растворов, обработанного акриловыми полимерами порядка 200^оС.

7.2.9. НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота. Представляет собой порошок белого цвета, эффективно снижает вязкость бурового раствора, хорошо растворяется в воде, оптимальная концентрация – 0,01-0,03% мас. от объема бурового раствора. Термостойкость НТФ – 200^оС . Не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется использовать в виде водного раствора 1-10%-ой концентрации. Обычно используется в виде 1%-го раствора.

7.2.10. Atren-bio – многофункциональный бактерицид, используется для подавления сульфатвосстанавливающих и анаэробных бактерий, для предотвращения образования биогенного сероводорода и диоксида углерода в композициях на полимерной основе, как добавка к биополимерным буровым растворам для предотвращения биодеструкции биополимерных и крахмальных реагентов. Представляет собой прозрачную жидкость желтого цвета, рН 5,2±1,2.

7.2.11. Atren-antifoam – пеногаситель в буровых растворах, содержащих ПАВ, лигносульфонаты, смазочные добавки на жировой основе. Представляет собой вязкую текучую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета без механических примесей, рН 6,0-8,0, температура застывания не выше – 45^оС, легко смешивается с водой.

7.2.12. Гидроокись натрия (NaOH) - гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2,13 г/см³. В нашей стране выпускается также в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы плотностью 2,02 г/см³, хорошо растворима в воде. Может поставляться так же в виде водных растворов 40-47%-ой концентрации. Основное назначение – регулирование рН бурового раствора, кроме того может использоваться для снижения жесткости воды (обусловленной содержанием катионов кальция и магния), а также для приготовления некоторых щелочерастворимых реагентов (УЩР, нитролигнин и другие). При больших концентрациях в буровом растворе (0,5-0,8%) способна вызывать коагуляцию раствора, а за счет адсорбции на стенках скважины и выбуренной породе может привести к снижению устойчивости стенок скважины и ухудшению качества очистки бурового раствора. Обработку бурового раствора производят водным раствором NaOH 5-10%-ой концентрации. Растворение NaOH в воде происходит с выделением тепла.

Для приготовления водного раствора NaOH используется глиномешалка или специальная емкость для химреагентов, которые вводят в емкость через воронку.

Готовят раствор из расчета 50 кг на 1 м³ технической воды, причем первоначально набирается ²/₃ требуемого объема воды, затем постепенно вводится NaOH за время 15-20 минут, доливается вода до требуемого объема и дополнительно перемешивается 10-15 минут.

7.2.13. Гидроокись калия (KOH) - применяется для регулирования рН ингибирующих калиевых растворов. В нашей стране техническая КОН выпускается в виде белой кристаллической массы плотностью 2,4 г/см³, хорошо растворимый в воде. Импортный продукт поставляется в виде белых гранул или хлопьев.

Приготовление водного раствора аналогично приготовлению раствора NaOH.

7.2.14. Триполифосфат натрия (ТПФН) – выпускается в виде порошка или стекловидного прозрачного вещества, может быть белого, желтого или зеленого цвета. Содержание основного вещества в техническом продукте 52-60%, содержание нерастворимых в воде веществ не более 0,10-0,15%. ТПФН медленно растворяется в воде, при подогреве до 40-50^оС растворение ускоряется. Применяется в качестве разжижителя бурового раствора при температурах не более 75^оС (при отсутствии в растворе ионов кальция), оптимальная область рН 8-9, рекомендуемые концентрации – до 0,25%. Для обработки бурового раствора обычно используется в виде водного раствора 5%-ой концентрации.

7.2.15. Оснопак (Osnopac) – высококачественная очищенная полианионная целлюлоза. Выпускается высоковязкая (марка В) и низковязкая (марка Н). Используется как стабилизирующий реагент в любых типах буровых растворов на водной основе (снижает фильтрацию и стабилизирует реологические характеристики раствора, при этом низковязкая целлюлоза меньше влияет на структурно-реологические свойства раствора. Реагент способствует повышению устойчивости стенок скважины, повышает термостойкость раствора, стабилен в диапазоне рН 6-14, эффективен при содержании NaCl и KCl до насыщения, обладает повышенной стойкостью к агрессии солей кальция и магния. Выпускается в виде порошкообразного или мелкозернистого материала от белого до кремового цвета рН 1%-го раствора в пределах 6-8, массовая доля влаги не более 10%.

Приготовление водного раствора аналогично приготовлению КМЦ.

7.2.16. Мраморная крошка – представляет собой фракционный порошкообразный карбонат кальция плотностью порядка 2,7 г/см³, производится из мрамора, отличается высокой стойкостью к механическому разрушению. Применяется для кольматации приствольной части продуктивного горизонта и утяжеления буровых растворов при первичном и вторичном вскрытии продуктивного пласта, заканчивании и подземном ремонте скважин. Рекомендуется, в частности для утяжеления биополимерных растворов.

Выпускается мраморная крошка различных марок: М-1, М-2, М-3 (ТУ 5716-005-49119346-01); ПММ-2, ПММ-1, ПММ-0,5 и ПММ-0,1 (ТУ 5716-006-49119346-01), ИККАРБ, УМС, поставляются импортные продукты Lo-Wate, Baracarb и др.

УМС – универсальный мраморный состав, выпускается в виде порошка, мраморной муки, массовая доля CaCO₃ не менее 98,5%, водорастворимых солей не более 0,3%, влаги не более 0,5%, рН водной суспензии 8-9.

Мраморная крошка производится из мрамора, обладающего высокой стойкостью к механическому разрушению, поэтому он не диспергируется, в отличие от других форм карбоната кальция, и не приводит к увеличению вязкости буровых растворов. Растворяется в соляной кислоте, содержание оксида, нерастворимого в HCl – до 0,2%.

7.2.17. Барит – баритовый утяжелитель (BaSO₄), представляет собой порошко-образный продукт, предназначен для утяжеления буровых растворов. В соответствии с ОСТ 39-128-82 модифицированный баритовый утяжелитель УБПМ-1 имеет плотность не менее 4,20 г/см³, содержание воды не менее 2,0%.

7.2.18. Гаммаксан – биополимер, применяется как структурообразователь в буровом растворе при бурении и капитальном ремонте скважин, а также для изоляции высокообводнившихся пропластков. В рецептурах биополимерных растворов обеспечивает им псевдопластические свойства, уменьшает радиус проникновения фильтрата в призабойную зону пласта. Выпускается в виде порошка от белого до светло-кремового цвета, рН 1%-го водного раствора 6-8, насыпная плотность 600-900 г/л, вязкость водного раствора биополимера зависит от марки (Гаммаксан, Гаммаксан MV; Гаммаксан HV, Гаммаксан F), легко диспергируется в холодной воде.

Водные растворы биополимеров готовят медленным и равномерным добавлением их в воду через воронку со скоростью 20-30 минут на мешок, обычно из расчета 5 кг на 1 м³ технической воды (0,5%-ый раствор).

7.1.19. Хлористый калий – КСl (Potassium chloride) – белый зернистый порошок плотностью 1,99 г/см³, хорошо растворяется в воде, используется как источник ионов калия в буровом растворе. В нашей стране технический КСl выпускается в виде серовато-белого мелкокристаллического порошка или спрессованных гранул различных оттенков красно-бурого цвета, массовая доля КСl в техническом продукте составляет 90-95% в зависимости от сортности (ГОСТ 4568-95).

Раствор, обработанный хлористым калием, имеет более низкое значение рН, чем исходный, поэтому раствор дополнительно обрабатывается щелочью (КОН или NaOH).

В биополимерном растворе КСl выполняет функцию не только ингибитора набухания глинистых частиц, но препятствует бактериальному разложению биополимеров.

7.2.20. Reqlid – смазочная добавка для буровых растворов на водной основе. Представляет собой порошок от светло- до темно-желтого цвета, рН 1%-го водного раствора – 9-11, насыпная плотность 550-750 кг/м³. Reqlid обеспечивает раствору высокие смазочные, противоприхватные свойства, эффективна при вскрытии продуктивных пластов (по данным разработчика смазки), экологически взрыво- и пожаробезопасна, не гигроскопична и не слеживается при хранении.

Краткая характеристика применяемых реагентов и материалов приведена в таблице 7.1.

На применение химических реагентов Заказчиком должно быть получено разрешение Ростехнадзора России в соответствии с РД 153-39-026-97 “Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли” (письмо № 10-01/602 от 14.06.2002г., Госгортехнадзор России).

В настоящее время отечественной промышленностью выпускается ряд химических реагентов и материалов высокого качества, которые могут успешно применяться при строительстве скважин, в частности продукция ЗАО “Гамма-Хим”.

7.3 Обработка бурового раствора

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Наличие в разрезе ММП предъявляет к раствору повышенные требования в части обеспечения устойчивости ствола скважины, снижения интенсивности кавернообразования.

Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками (табл.7.2) и невысоким значением показателя фильтрации, который желательно поддерживать на уровне 6 см³/30 минут, ниже, чем принято по технологии “Пурнефтегаз”.

При бурении многолетнемерзлых горных пород следует стремиться к максимальному ускорению всех работ, сокращению времени воздействия глинистого раствора на породу, снижению температуры бурового раствора. Химическая обработка раствора определяется указанными требованиями к раствору.

При бурении под направление и кондуктор используется глинистый раствор, наработанный на предыдущих скважинах. Буровой раствор закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. Для получения параметров, указанных в регламенте, он обрабатывается химическими реагентами.

По первой рецептуре в качестве стабилизатора используется полиэтиленоксид, по второй – гипан (гивпан), в качестве смазочной добавки – ФК-2000 Плюс, кроме того, используются НТФ и NaOH (см. регламент).

Водный раствор ПЭО вводится во время циркуляции бурового раствора через приемную емкость буровых насосов в течение двух циклов циркуляции, водного раствора гипана (гивпана) – в течение трех циклов циркуляции, водного раствора смазки – одного цикла циркуляции, а водного раствора НТФ – двух-трех циклов циркуляции бурового раствора.

Бурение под промежуточную колонну производится с использованием раствора, оставшегося после бурения под кондуктор, который обрабатывается хим.реагентами, утяжеляется баритом до r=1,21 г/см³. Для обработки бурового раствора применяются ГКЖ-10(11), (ввод водного раствора которого осуществляется в течение двух циклов циркуляции бурового раствора), НТФ, ФК-2000 Плюс и сайпан. Водный раствор сайпана вводится в буровой раствор в течение двух-трех циклов циркуляции.

В качестве утяжелителя применяется барит, который вводится в буровой раствор через ФСМ в течение 2-3 циклов циркуляции бурового раствора в скважине. Для выравнивания параметров утяжеленного бурового раствора он дополнительно перемешивается в течение 1-2 циклов циркуляции.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну используется калийхлор-биополимерный раствор, рецептура которого, расходы химреагентов и параметры предложены Заказчиком. Бурение под эксплуатационную колонну производится на растворе плотностью 1,10-1,11 г/см³.

Рецептура бурового раствора предусматривает применение в качестве стабилизаторов модифицированного крахмала (СКМ), полианионной целлюлозы (Оснопак). Ввод водного раствора этих реагентов производится аналогично КМЦ через приемную емкость буровых насосов в течение двух циклов циркуляции. Для создания требуемого значения рН раствора применяется КОН для регулирования структурных свойств раствора – ТПФН. В качестве смазочной добавки применяется Reqlid. Водный раствор ТПФН вводится аналогично другим реагентам, но в течение одного цикла циркуляции.

Использование смазки может вызывать незначительное пенообразование в буровом растворе, для его предотвращения применяется пеногаситель Atren-antifoam.

Биополимер Гаммаксан обеспечивает раствору особые реологические свойства; для предотвращения биодеструкции крахмальных реагентов и биополимера используется бактерицид Atren-bio, в качестве источника ионов калия в растворе применяется KCl.

Дополнительно в раствор вводится мраморная крошка (УМС) по технологии Заказчика.

Приготовление и обработка бурового раствора производится по технологии, принятой в ОАО “НК” Роснефть”-Пурнефтегаз”.

Для бурения под колонну-хвостовик используется биополимерный раствор, оставшийся после бурения под эксплуатационную колонну, плотность которого доводится с помощью оборудования очистки бурового раствора до 1,05 г/см³ и дообрабатывается химреагентами, предусмотренными регламентом.

В качестве смазочной добавки вместо Reqlid могут применяться другие экологически малоопасные смазки (как отечественные, так и импортные), если для них установлены токсикологические характеристики (ПДК, класс опасности) и отработана технология применения. Биополимерные растворы используются с целью повышения качества вскрытия продуктивных пластов, бурения горизонтальных интервалов, вместо указанной рецептуры могут применяться другие рецептуры, например, Flo-Pro.

После разбуривания цементного стакана пачка раствора, загрязненная цементом, сбрасывается в амбар.

Рецептуры обработки бурового раствора при разбуривании интервалов под кондуктор, промежуточную, эксплуатационную колонны и колонну-хвостовик предложены Заказчиком (см. задание), как и расходы реагентов и материалов.

Могут также использоваться и другие рецептуры бурового раствора при выполнении правил безопасности, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивных пластов, опробованы при бурении в аналогичных геолого-технических условиях.

7.4. Контроль параметров бурового раствора

Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные – плотномер ВРП-1;ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров – с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2, стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика, в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора рекомендует использование установки УСР-1.

Методы химического анализа фильтрата бурового раствора также приведены. Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в регламенте (см.табл. 7.2).

При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться действующими правилами и инструкциями по их безопасному применению.

Особое внимание контролю показателей бурового раствора должно уделяться при бурении интервалов с большими зенитными углами, бурении горизонтальных интервалов.

Для контроля параметров биополимерного раствора могут использоваться следующие приборы: воронка Марша, вискозиметр Фэнна модель 34 или 35А, фильтр-пресс. Вискозиметр Брукфильда позволяет измерять вязкость раствора при низких скоростях сдвига (ВНСС), что необходимо для контроля и поддержания требуемой концентрации биополимера в растворе.

Для определения содержания иона хлора в фильтрате раствора, общей жесткости фильтрата используются методы химического анализа, показатель МБТ определяется с помощью метода адсорбции метиленовой сини.

Методы химического анализа регламентируются.

7.5 Очистка бурового раствора

Очистка бурового раствора осуществляется с использованием эффективного оборудования очистки фирмы Kem-Tron.

При бурении скважин с использованием амбара для сбора отходов бурения очистка неутяжеленного бурового раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 7.1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R₁ поступает на вибросита (2), после очистки на которых попадает в емкость (3), откуда насосом (4) по линии R₂ подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего по линии R₃ очищенный раствор поступает в емкость (6), из которой по линии R₄ насосом (7) подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8), после очистки на котором раствор по линии R₅ поступает в емкость (10) . Пульпа после пескоотделителя и илоотделителя попадает для дополнительного обезвоживания на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Для тонкой очистки раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (13) по линии (R₆), после чего раствор по линии R₇ возвращается в емкость (10). В скважину очищенный буровой раствор подается насосом (14) по линии R₈ из емкости (10). Шлам с вибросит, кек с центрифуги по линиям R₉-R₁₂ поступают в амбар с использованием шнекового конвейера (15).

Для дегазации бурового раствора при бурении интервалов с газопроявлениями в систему очистки бурового раствора включается дегазатор (16), в этом случае дегазированный раствор подается насосом (4) на пескоотделитель (5) из емкости 11.

Перечень используемого оборудования и интервалы его применения указаны в таблице 7.3.

Для очистки утяжеленного бурового раствора из схемы очистки исключаются гидроциклоны и центрифуга (см. табл. 7.3).

Очистка биополимерного раствора осуществляется под руководством специально обученного персонала. Наибольший вклад в очистку биополимерного раствора вносят вибросита.

На применение импортного оборудования Заказчиком должно быть получено разрешение Ростехнадзора России.

7.6. Требования безопасности при работе химическими реагентами

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин. Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена

специальной одеждой, резиновыми перчатками, очками, респираторами.

При работе с полимерами ПЭО, КМЦ, СКМ, сайпаном, ОСНОПАК, Гаммаксан не требуется особых мер предосторожности: при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала следует их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой.

При работе с ГКЖ, Nа₂CO₃, гивпаном, NaОH, КОН соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами: применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу).

KCl не оказывает действия на кожу, но попадая на кожные раны, ухудшает их заживление. Работа с сухим хлористым калием должна проводиться в респираторе, защитных герметичных очках, как и при работе с другими пылящими реагентами. При попадании KCl , СаCO₃ на кожу, в глаза, желудок – обильно промыть водой.

Работа с NaОH, КОН требует особой осторожности, так как является сильной щелочью и при попадании на кожу может вызывать химические ожоги, опасно попадание в глаза.

При попадании на кожу смазочной добавки Reqlid или ее водного раствора, протереть чистой тканью (ватой), затем промыть водой.

При попадании в глаза или на кожу ТПФН обильно промыть водой.

НТФ оказывает раздражающее действие на кожу. При попадании в глаза или на кожу обильно промыть водой.

Работа с пеногасителем Atren-antifoam и бактерицидом Atren-bio должна производиться в спецодежде с соблюдением общих правил безопасности.

При работе с пылящими порошкообразными реагентами (СаСО₃, глинопорошок, барит) пользоваться респиратором, очками (для защиты глаз и органов дыхания). Хранить химреагенты следует в сухих, проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

7.7. Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

(все глубины – по вертикали)

Интервалы бурения под направление (0-60м), под кондуктор (60-450м), под промежуточную колонну (450-1100м), под эксплуатационную колонну (1100-2215м) и колонну-хвостовик (2215-2235 м) являются интервалами совместимых условий.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности _а = 1,00) до 870м, К_а = 0,69 в интервале 870-970 м и К_а = 1,00 в интервале 970-1510 м).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см³ до глубины 870 м, 0,76 г/см³ в интервале 870-970м и 1,10 г/см³ в интервале 970-1200 м. При этом п.2.7.3.3. допускает превышение гидростатичного давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см². С целью обеспечения устойчивости стенок скважины предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор – 1,16-1,18 г/см³, при бурении под промежуточную колонну – 1,21 г/см³.

Указанные плотности выбраны с учетом опыта бурения скважин в аналогичных геолого-технических условиях (ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”).

В интервале от 1200 до проектной глубины скважины превышение должно составлять не менее 5%, но не более 25-30 кгс/см². Пластовое давление в этом интервале нормальное К_а = 1,00 до глубины 1510 м и К_а = 0,93 в интервале 1510-1905м и К_а=1,0 в интервале 1905-2235 м. Следовательно, при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1200-2215м плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см³. Проектом принята плотность 1,10-1,11 г/см³ при бурении под эксплуатационную колонну.

При бурении под колонну-хвостовик плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см³, максимально допустимая плотность раствора для пласта 2БП₂ – 1,13 г/см³. Проектом принята плотность 1,05 г/см³ для бурения в интервале 2215-2235 м.

При бурении из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены интервалы: 450-1100 м; 1100-1700 м; 1700-2215 м. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а также требований павил безопасности.

Репрессия на стенки скважины ограничивается.

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.1

Характеристика материалов и химических реагентов, применяемых при бурении скважины

Реагенты

Основное назначение

Шифр

ГОСТ, ОСТ, ТУ

Внешний вид

Вид тары

1

2

3

4

5

6

1.

Натрийкарбокси-метилцеллюлоза

Регулирование фильтрации пресных и минерализованных (NaCl) буровых растворов

а) КМЦ-600 (аналоги: КМЦ-9С, Торос-2 и др., некоторые марки импортных реагентов Finn-Fix, Tуlose, Seroqel и др.)

ТУ 6-55-221-1453-96, ТУ 2389-011- -26289127-96

мелкозернистый во-локнистый или по-рошкообразный продукт белого или кремоватого цвета

бумажные или поли-этиленовые мешки массой по 10 или 25 кг

б) Камцел-3 (соответствует КМЦ 85/800)

ТУ 2231-002-50277563-2000

в) КМЦ-ТС (термосолестой-кая КМЦ)

2.

Гидролизованный полиакрилонитрил

Регулирование фильтрации пресных и минерализованных (NaCl) буровых растворов, повышение вязкости пресных растворов, улучшение смазочных свойств раствора

Гипан ВПРГ (сухой гипан)

ТУ 6-01-166-89 ТУ 2458-258- -05757593-99

вязкая жидкость желтого цвета порошкообразный продукт серо-желтого цвета

стальные бочки по 200 кг, цистерны полиэтиленовые меш-ки, вложенные в 4-5 слойные бумажные мешки, контейнеры

3.

Сайпан, акрило-вый полимер

Регулирование фильтрации глинистого раствора, улучше-ние его смазочных свойств

Сурап

производство США “Cуtec Inductries”

порошкообразный продукт от белого до светло-желтого цвета

полиэтиленовые мешки массой 23 кг

Продолжение таблицы 7.1

	1	2	3	4			5		6
4.	Кем-Пас акриловый поли-мер	Регулирование вязкостных, фильтрационных свойств гли-нистого раствора, улучшение его смазочной способности	Kem-Pas	ГС-008343 Kem-Tron Inc, США			порошкообразный продукт от белого до светло-желтого цвета		полиэтиленовые мешки мас-сой 23 кг
5.	Полиэтиленоксид м.м. 2-3 млн. а.е.м.	Регулирование фильтрации прес-ных глинистых растворов, фло-куляция глинистых частиц, за-гущение пресных растворов	ПЭО		ТУ 6-05-231-312-83			порошкообразный продукт белого или слабо-желтого цвета		полиэтиленовые мешки мас-сой 20 кг, фанерные бочки 30-50 кг
6.	Нитрилотриметилфосфоновая кислота	Регулирование структурных свойств пресных глинистых растворов	НТФ		ТУ 2499-347- -05763441-2000			порошкообразный продукт белый, бес- цветный или слегка зеленоватый		фанерные барабаны с поли-этиленовым мешком, 30 кг
7.	Гидрофобизиру-ющая кремний-органическая жидкость	Регулирование структурных и смазочных свойств глинистых растворов, снижение набухания и диспергирования глинистых пород	ГКЖ-10 (ГКЖ-11) ГКЖ-11Н		ТУ 6-02-696-76 ТУ 2229-276- -05763441-99			жидкость светло-желтого цвета жидкость от бесцвет-ной до темно-корич-невого цвета		стальные бочки емкостью 200 л, ж/д цистерны, авто-цистерны, стальные и полиэтиленовые канистры
8.	Триполифосфат натрия	Регулирование структурных свойств глинистых растворов, не содержащих ионы кальция	ТПФН		ГОСТ 13493-86Е с изм. 1,2,3			порошкообразный или стекловидный продукт белого, желтого или зеленого цвета		металлические и фанерные барабаны, крафт-мешки, контейнеры, 30-60 кг
9.	Каустическая сода	Регулирование рН раствора, при-готовление щелочерастворимых реагентов	а) NaOH NaOHтехн NaOH		ТУ 6-10-1306-85 ГОСТ 2263-79 ГОСТ 4328-77			гранулированный про-дукт белого цвета		металлические барабаны массой 100-200 кг
			б) NaOH		импортный			-“-		картонные бочанки по 25 кг

Продолжение таблицы 7.1

		1	2		3	4		5	6
10.		Кальцинирован-ная сода	Связывание ионов кальция, маг-ния в растворе, регулирование рН раствора, химический диспер-гатор глин при приготовлении глинистых растворов		а) Na2CO3   б) Soda ash		ГОСТ 5100-85Е импортный продукт	порошкообразный продукт белого цвета	многослойные бумажные мешки массой по 60 кг
11.		Хлористый калий	Источник ионов калия в буровом растворе		KCl	ГОСТ 4568-95, ТУ2184-072-00209527- -2000		серовато-белый зер-нистый порошок или спрессованные грану-лы различных оттен-ков красно-бурого цвета	мешки марки БМ или полиэтиленовые по 50 кг контейнеры 1000 кг
12.		Универсальный мраморный состав УМС (массовая доля CaCO3 не менее 98,5%)	Наполнитель в буровых технологических жидкостях		УМС	ТУ 5716-004-50635131-2004		порошкообразный продукт	“биг-бэг” объемом 1м3
13.		Гидроокись калия	Регулирование рН в хлоркалие-вых и биополимерных растворах		КОН	ГОСТ 9285-78		кристаллическая масса белого цвета (импорт-ный продукт в виде белого гранулирован-ного или хлопьевид-ного вещества)	барабаны массой 140-150 кг (мешки)
14.	Сульфат алю-миния техничес-кий очищенный		Коагуляция твердых частиц в процессах очистки жидкой фазы отходов бурения. Приготовление асбогелеевых буровых растворов		Al2(SO4)3	ГОСТ 12966-85		сыпучий продукт бело-го цвета с размерами частиц не более 20 мм (для высшего сорта)	контейнеры или полиэтиле-новые мешки, насыпью

Продолжение таблицы 7.1

	1		2			3		4	5	6
15.	Смазочная до-бавка на основе растительных жиров или жи-росодержащих отходов их пере-работки		Регулирование смазочных свой-ств глинистого раствора			ФК-2000, ФК-2000 Плюс		ТУ 2458-002- -49472578-03	жидкость от светло-желтого до коричнево-го цвета с запахом подсолнечного масла	металлические бочки 200 л
16.	Порошок бенто-нитовый моди-		Приготовление глинистого раст-вора			ПБМА		ОСТ 39-202-86, ТУ 39-0147001-105-93	порошкообразный материал	крафт-мешки массой 50 кг или контейнеры
	фицированный			ПБМА				ТУ 480-1-334-91		МКР 1000 кг
17.	Утяжелитель ба-ритовый порош-кообразный моди-фицированный, УБПМ-1 (r=4,20 г/см3)		Утяжеление глинистых буровых растворов			ВаSО4		ТУ 39-0147001-106-92 (ОСТ 39-128-82)	порошкообразный продукт	шестислойные бумажные мешки 50 кг
18.	Гивпан		Регулирование фильтрации прес-ных и минерализованных солями одновалентных металлов буро-вых растворов			Гивпан		ТУ 49560-04-02-90	однородная вязкая масса	бочки по 100-200 л, цистер-ны
19.		Биополимер “Гаммаксан” (выпускается четырех марок)	Структурообразователь в буровом растворе, вискозификатор соляной кислоты		Гаммаксан		ТУ 2458-002-50635131-2003, изм. № 1-4		порошок от белого до светло-кремового цвета	картонные коробки с полиэтиленовым вкладышем (25 кг)

Продолжение таблицы 7.1

1	2	3	4	5	6	7
20.	Крахмал модифицирован-ный, СКМ	Понизитель показателя фильтрации, стабилизатор реологических свойств бурового раствора	СКМ	ТУ 2458-005-50635131-2004, изм. № 1	порошкообразный продукт от белого до желтого цвета	Полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем; трех-, четырехслойные бумажные мешки с полиэти-леновым вкладышем
21.	Полианионная целлюлоза высоковязкая ОСНОПАК-В/ OSNOPAC-HV Полианионная целлюлоза низковязкая ОСНОПАК-Н/ OSNOPAC-LV	Регулятор вязкости и показателя фильтрации безглинистых растворов с низким содержанием твердой фазы. Термосолестоек -“-	ОСНОПАК-В ОСНОПАК-Н	ТУ2231-001-70896713-2004 -“-	Порошкообразный или мелкозернистый материал от белого до кремового цвета	Бумажные трех-, четырех-слойные мешки с полиэтиленовым вкладышем; полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем
22.	Бактерицид	Предупреждение бактериаль-ного разложения биополи-мерных, крахмальных реа-гентов	Atren-bio	ТУ 2458-002-57258729- -2004	прозрачная жидкость желтого цвета	канистры из полимерных материалов
23.	Пеногаситель	Пеногашение в буровых растворах на водной основе	Atren-antifoam	ТУ 2229-001-57258729- -2004	жидкость от бесцвет-ного до светло-желтого цвета	стальные бочки по 100, 200, 275л или алюминиевые боч-ки по 110, 275 л
24.	Смазочная добавка	Регулирование смазочных свойств бурового раствора	Reqlid	ТУ 2458-021-57258729- -2005	порошок от светло- до темно-желтого цвета	бумажные мешки по 25-50кг или полиэтиленовые мешки

Таблица 7.2

Tипы и параметры буровых растворов

 

П а р а м е т р ы б у р о в о г о р а с т в о р а

Интервал, м

СНС,

плас-

дина-

со-

общая

тем-

плот-

вяз-

водо-

тол-

мгс/см2

тичес-

мичес-

дер-

мине-

пера-

Тип раствора

по вертикали

по стволу

ность,

кость,

отда-

щина

через

кая

кое

жа-

рали-

тура

г/см3

с

ча,

корки,

1 ми-

10

РН

вяз-

напря-

ние

зация

на

от

до

от

до

см3/

мм

нуту

ми-

кость,

жение

пес-

фильт-

вхо-

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

30

нут

санти

сдвига,

ка,

рата

де,

мин

пуаз

дин/

%

буров.

град.

см2

р-ра,г/л

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1. Бурение под направление Æ 426 мм:

Полимерглинистый раствор	0	60	0	60	1,16-1,18	90-110	10-8	1,5-1	35-40	70-100	8-9	35-60	175-300	до 1,5-2	0,2-2	8-10

2. Бурение под кондуктор Æ 324 мм:

Полимерглинистый раствор	60	450	60	450	1,16-1,18	90-110	10-8	1,5-1	35-40	70-100	8-9	35-60	175-300	до 1,5-2	0,2-2	8-10

3. Бурение под промежуточную колонну Æ 245 мм:

Утяжеленный глинистый раствор	450	1100	450	1115	1,21	30-35	8	1,0	60-150	120-200	8-9	20-40	120-260	до 1,0	2,0

4. Бурение под эксплуатационную колонну Æ 168 мм:

Калийхлор-биополимерный раствор	1100 1700	1700 2215	1115 1728	1728 2394	1,10-1,11 1,11	30-45 35-50	4-2 4-2	0,5 0,5	20-40 20-40	60-80 60-80		9-10 9-10	10-20 15-20	80-140 80-160	до 1,0 до 1,0		1-1,5 1-1,5

Продолжение таблицы 7.2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17

5. Бурение под колонну-хвостовик Æ 114 мм:

Калийхлор-биополимерный раствор	2215	2235	2394	2794		1,05	40-60	3-2	0,5	20-40	60-80	9-10	10-15	80-160	до 1,0	0,5-1,0

Примечание: Два значения плотности раствора указаны для начала и конца каждого интервала бурения соответственно.

Таблица 7.3

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

 

				Применяется при	Полезный
Название	Типоразмер	ГОСТ, ОСТ,	Кол-во,	бурении в интервале (по стволу), м	объем циркуля-	Примечание

	или шифр	МРТУ, МУ и т.п.	шт.	от	до	ционной
		на изготовление		(верх)	(низ)	системы, м3
1	2	3	4	5	6	7	8
Циркуляционная система	ЦС 3000 ЭУК-1М	ТУ 26-02-914-81	1	0	2794	120	система
Вибросито	KTL-48 SS101/102	Kem-Tron	2	0	2794		циркуляции
Вибросито	KTL-48А SS103	Kem-Tron	1	0	450		емкостная
				1115	2794
Пескоотделитель	ДS101 (V2-212)	Kem-Tron	1	0	450
				1115	2794
Илоотделитель	ДSL101 (КТ-16-240)	Kem-Tron	1	1115	2794
Центрифуга	SF101 (КТ 1448)	Kem-Tron	1	1115	2794
Шнековый конвейер	SC-201, SC-202	Kem-Tron	2	0	2794
Дегазатор	ДВС-III (ДВС-2К)	ТУ 41-01-065-74	1	727	1115
	или Каскад-40	ТУ 39-0147001- -143-96		1498	2794
Гидромешалка	ГДМ-1	ТУ 39-01-398-78	1	0	2794
(или эжекторный гидро-смеситель)
Фрезерно-струйная мельница	ФСМ-13	ТУ 39-01-399-78	1	450	1115

Примечание: На буровой должна быть установлена и обвязана доливная емкость, оборудованная уровнемером;

Скважина должна быть обеспечена запасом бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины.

Таблица 7.4

Потребность компонентов для приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора

Интервал по

Компоненты бурового раствора в интервале

Нормы расхода на

Потребность

стволу, м

единица

ГОСТ, ОСТ, ТУ

бурение 1м интервала

компонента

от	до	название	измерения	и т.п. на	величина	источник	на интервал
(верх)	(низ)			изготовление
1	2	3	4	5	6	7	8

1. Бурение под направление Æ 426 мм:

0	60	Глинопорошок бентонитовый модифицированный (ПБМА)	кг	ОСТ 39-202-86, ТУ 39-0147001-105-93 ТУ 480-1-334-91		22,000	регламент буровых растворов	1320,0
0	60	ПЭО	кг	ТУ 6-05-231-312-83		0,050	-“-	3,0
0	60	NaOH	кг	ТУ 6-10-1306-85, ГОСТ 2263-79		0,500	-“-	30,0
0	60	НТФ	кг	ТУ 2499-347-05763441- -2000		0,040	-“-	2,4
0	60	ФК-2000	кг	ТУ 2458-002- -49472578-03		0,400	-“-	24,0
55	60	Кальцинированная сода Na2CO3	кг	ГОСТ 5100-85Е		12,50	-“-	62,5

2. Бурение под кондуктор Æ 324 мм:

60	450	Глинопорошок бентонитовый модифицированный (ПБМА)	кг	ОСТ 39-202-86, ТУ 39-0147001-105-93 ТУ 480-1-334-91		22,000	-“-	8580,0
60	450	ПЭО	кг	ТУ 6-05-231-312-83		0,050	-“-	19,5
60	450	NaOH	кг	ТУ 6-10-1306-85, ГОСТ 2263-79		0,500	-“-	195,0
60	450	НТФ	кг	ТУ 2499-347-05763441- -2000		0,040	-“-	15,6

Продолжение таблицы 7.4

1	2	3	4	5	6	7	8
60	450	ФК-2000	кг	ТУ 2458-002- -49472578-03	0,400	-“-	156,0
440	450	Кальцинированная сода Na2CO3	кг	ГОСТ 5100-85Е	9,70	-²-	97,0

3. Бурение под промежуточную колонну Æ 245 мм:

450	1115	НТФ	кг		ТУ 2499-347-05763441- -2000		0,040		-“-	26,6
450	1115	ФК-2000	кг		ТУ 2458-002- -49472578-03		0,450		-“-	299,2
450	1115	Сайпан	кг		импортный полимер		0,080		-“-	53,2
450	1115	ГКЖ-10(11),	кг		ТУ 6-02-696-76		0,400		-“-	266,0
		(ГКЖ-11Н)		(ТУ 2229-276-05763441-99)
450	1115	Барит (УПБМ-1) (r=4,25 г/см3)	кг		ОСТ 39-128-82		50,000		-“-	33250,0
					(ТУ 39-0147001-106-92)
1105	1115	Кальцинированная сода Na2CO3	кг		ГОСТ 5100-85Е		8,10		-“-	81,0

4. Бурение под эксплуатационную колонну Æ 168 мм:

1115	2393	Гаммаксан	кг	ТУ 2458-002-50635131- -2003	0,630	-“-	805,1
1115	2393	ОСНОПАК Н,В	кг	ТУ 2231-001-70896713- -2004	0,780	-“-	996,8
1115	2393	СКМ	кг	ТУ 2458-005-50635131- -2004	1,950	-“-	2492,1
1115	2393	УМС	кг	ТУ 5716004-50635131- -2004	6,300	-“-	8051,4

Продолжение таблицы 7.4

1	2	3	4		5		6	7	8
1115	2393	КСl	кг	ГОСТ 4568-95, ТУ 2152-013-00203944-95 ТУ 2184-072-00209527- 2000		7,820		-“-	9994,0
1115	2393	КОН	кг	ГОСТ 9285-78		0,470		-“-	600,7
1115	2393	Atren-bio	кг	ТУ 2458-002-57258729- -2004		0,080		-“-	102,2
1115	2393	Atren-antifoam	кг	ТУ 2229-001-57258729- -2004		0,080		-“-	102,2
1115	2393	Reqlid	кг	ТУ 2458-021-57258729- -2004		1,720		-“-	2198,2
2383	2393	Кальцинированная сода Na2CO3	кг	ГОСТ 5100-85Е			3,50	-“-	35,0

5. Бурение под хвостовик Æ 114 мм:

2393	2794	Гаммаксан	кг	ТУ 2458-002-50635131- -2003	0,500	-“-	200,5
2393	2794	ОСНОПАК Н,В	кг	ТУ 2231-001-70896713- -2004	1,000	-“-	401,0
2393	2794	СКМ	кг	ТУ 2458-005-50635131- -2004	2,500	-“-	1002,5
2393	2794	УМС	кг	ТУ 5716004-50635131- -2004	5,000	-“-	2005,0
2393	2794	КСl	кг	ГОСТ 4568-95, ТУ 2152-013-00203944-95 ТУ 2184-072-00209527- 2000	5,000	-“-	2005,0
2393	2794	КОН	кг	ГОСТ 9285-78	0,500	-“-	200,5

Продолжение таблицы 7.4

1	2	3	4	5			6	7	8
2393	2794	Atren-bio	кг	ТУ 2458-002-57258729- -2004		0,150		-“-	60,1
2393	2794	Atren-antifoam	кг	ТУ 2229-001-57258729- -2004		0,150		-“-	60,1
2393	2794	Reqlid	кг	ТУ 2458-021-57258729- -2004		2,000		-“-	802,0
2393	2794	ТПФН	кг	ГОСТ 13493-86Е		0,350		-“-	140,3

Примечание: В зависимости от поставок химреагентов допускается применение других рецептур бурового раствора, не содержащих нефти, технологически отработанных при бурении скважин, на которые имеются токсикологические паспорта и установленные значения ПДК химреагентов.

Таблица 7.5

Суммарная потребность компонентов бурового раствора

 

Название компонентов

Потребность компонента, т наименование колонн направление кондуктор промежуточн. колонна эксплуатац. колонна колонна-хвостовик суммарная на скважину

1	2		3	4	5	6	7
Глинопорошок бентонитовый модифицированный (ПБМА)	1,320		8,580	-	-	-	9,900
ПЭО	0,003		0,019	-	-	-	0,022
NaOH	0,030		0,195	-	-	-	0,225
НТФ	0,002		0,016	0,027	-	-	0,045
ФК-2000	0,024		0,156	0,299	-	-	0,479
Сайпан	-		-	0,053	-	-	0,053
ГКЖ-10(11), (ГКЖ-11Н)	-		-	0,266	-	-	0,266
Барит (УБПМ-1) (r=4,25 г/см3)	-		-	33,250	-	-	33,250
Гаммаксан	-		-	-	0,805	0,200	1,005
ОСНОПАК Н,В	-		-	-	0,997	0,401	1,398
СКМ	-		-	-	2,492	1,002	3,494
УМС	-		-	-	8,051	2,005	10,056
KCl	-		-	-	9,994	2,005	11,999
КОН	-		-	-	0,601	0,200	0,801
Atren-bio	-		-	-	0,102	0,060	0,162
Atren-antifoam	-		-	-	0,102	0,060	0,162
Reqlid	-		-	-	2,198	0,802	3,000
ТПФН	-		-	-	-	0,140	0,140
Кальцинированная сода Na2CO3		0,062	0,097	0,081	0,035	-	0,275

8 Крепление скважин

Направление (диаметр – 426 мм, глубина спуска – 60 м – по вертикали, цементируется до устья).

Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями НОРМК.

Смазка резьбовых соединений – Р-402 по ТУ 301-04-020-92 или РУС по ТУ 0254-005-54044229-02. Допускается использование других уплотнительных материалов для резьбовых соединений.

Низ колонны оборудуется башмаком типа БКМ.

Объем буферной жидкости (техническая вода) – 4 м3.

Цемент марки ПЦТ I-50 или ПЦТ II-50 ГОСТ 1581-96 затворяется на 6% водном растворе хлористого кальция. Водоцементное отношение – 0,45-0,50. Возможно использование цементов типа «Аркцемент», либо ПЦТН-50.

Продавочная жидкость – буровой раствор.

Кондуктор (диаметр – 324 мм, глубина спуска – 450 м – по вертикали, цементируется до устья).

Перед спуском кондуктора скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента, проработка производится по мере необходимости (КНБК – см. табл.4.2). Промывка на забое – не менее двух циклов с доведением параметров бурового раствора до проектных.

Кондуктор комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ.

Смазка резьбовых соединений – Р-402 по ТУ 301-04-020-92 или РУС по ТУ 0254-005-54044229-02. Допускается использование других уплотнительных материалов для резьбовых соединений.

Низ оборудуется башмаком типа БКМ.

Обратный клапан – типа ЦКОД.

Центраторы типа ЦЦ-1 устанавливаются по одному на двух нижних и второй сверху трубе.

Скорость спуска кондуктора – не более 1,0 м/с.

Продолжительность промывки на забое – до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных.

Объем буферной жидкости (техническая вода) – 8 м3.

Цементный раствор из цемента марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 размещается до устья. Водоцементное отношение – 0,45-0,50. Последние 10 т цемента затворяются на 6% водном растворе хлористого кальция (вместо этого возможно использование цемента ПЦТН-50, либо «Аркцемента»).

Рекомендуется в интервале выше 300 м размещать раствор из облегченного це-мента марки ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96. Допускается его приготовление в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96.

Продавочная жидкость – буровой раствор.

Промежуточная колонна (диаметр - 245 мм, глубина спуска – 1100 м - по вертикали и 1115 м – по стволу, цементируется до устья).

Комплектуется из отечественных обсадных труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМА.

Смазка резьбовых соединений – Р-402 по ТУ 301-04-020-92 или РУС по ТУ 0254-005-54044229-02. Допускается использование других уплотнительных материалов для резьбовых.

Подготовка ствола производится по аналогии с подготовкой перед спуском кондуктора.

Низ колонны оборудуется башмаком типа БКМ.

Обратный клапан – типа ЦКОДМ.

Центраторы типа ЦЦ-1 либо ЦЦ-4 устанавливаются через 10м в интервале газонасыщенного пласта ПК1 (сеномана) и 2К2, включая участки на 20 м выше кровли и ниже подошвы объекта. Кроме того, по два таких же центратора устанавливаются через 10 м непосредственно выше башмака кондуктора, а также один на 2ой и 4ой сверху трубах.

Скорость спуска колонны – не более 1,0 м/с.

Продолжительность промывки на забое – до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных.

Раствор с повышенной изоляционной способностью (РПИС) из цемента марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 с добавлением реагента «ПолиКем-Д» в количестве 0,001% масс. размещается в интервале 1100-700м - по вертикали и 1115-706 м – по стволу. Водоцементное отношение (РПИС) – 0,5 (плотность раствора – 1,83 г/см3). В интервале 700-0 м размещается раствор из цемента марки ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96, водоцементное отношение – 0,60 (плотность раствора – 1,42 г/см3), при этом допускается приготовление его в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96.

Буферная жидкость (2% водный раствор триполифосфата натрия) –10м3.

В процессе ОЗЦ следует в межколонном пространстве (245х324) поддерживать с помощью цементировочного агрегата давление в следующей последовательности:

- через 30 мин. - 5 кгс/см2;

- через 50 мин. - 10 кгс/см2;

- через 70 мин. - 20 кгс/см2;

- через 120 мин. - 25 кгс/см2;

- через 180 мин. и далее до окончания ОЗЦ - 30 кгс/см2.

Продавочная жидкость – буровой раствор.

Эксплуатационная колонна (диаметр - 168 мм, глубина спуска – 2215 м – по вертикали (2394 м - по стволу) с установкой башмака в плотные глины с максимальным приближением к кровле пласта 2БП2, цементируется в одну ступень с подъемом тампонажного раствора до уровня 950м от устья).

Перед спуском колонны скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента, проработка производится по мере необходимости. Промывка на забое – до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных.

Колонна комплектуется из отечественных обсадных труб с резьбовыми соединениями типа БТС, либо БАТРН (Батресс).

Смазка резьбовых соединений – Р-402 по ТУ 301-04-020-92 или РУС по ТУ 0254-005-54044229-02. Допускается использование других уплотнительных материалов для резьбовых соединений.

Низ оборудуется башмаком типа БКМ с алюминиевой пробкой.

Обратный клапан – типа КОДГ.

Для усиления герметизации заколонного пространства эксплуатационной колонны с целью исключения перетоков флюидов при эксплуатации 2БП2 с использованием нецементируемого хвостовика-фильтра Æ 114мм в глинистую перемычку у башмака эксплуатационной колонны установить заколонный пакер типа ПГПМ-168, центраторы устанавливаются в следующем порядке:

а) жесткие центраторы типа ЦТГ ТУ 39-01-08-248-77, либо сертифицированные отечественные центраторы жесткие типа ЦПЖ:

- по одному на 6ти нижних трубах;

- через 10м в интервалах всех продуктивных и газонасыщенных пластов, включая участки на 20м выше кровли и ниже подошвы пласта при зенитных углах более 55о;

б) центраторы типа ЦЦ-2 устанавливаются через 10 м в интервале всех продуктивных и газонасыщенных пластов, включая участки по 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта при зенитных углах менее 55о. Кроме того, два центратора устанавливаются непосредственно выше башмака промежуточной колонны, по одному на второй и четвертой сверху трубах. Места установки центраторов уточняются геологической службой по результатам ГИС.

Допускается использование технологической оснастки зарубежных фирм, имеющих разрешение органов Ростехнадзора.

Смазка резьбовых соединений – Р-402, либо другая специальная.

Скорость спуска эксплуатационной колонны до башмака промежуточной колонны – не более 1,0 м/с, далее до глубины ствола с зенитным углом 55º - не более 0,4 м/с, ниже до проектной глубины спуска – не более 0,2 м/с.

Промежуточные промывки производятся, начиная от башмака промежуточной колонны, через каждые последующие 300 м спущенных труб, а также при возникновении осложнений (посадки, затяжки и т.д.). Продолжительность промежуточных промывок – до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных.

Цементирование эксплуатационной колонны производится в одну ступень.

В интервале 2215-1300 м – по вертикали (2394-1320 м – по стволу) размещается раствор с повышенной изоляционной способностью (РПИС) из цемента марки ПЦТ I-100 ГОСТ 1581-96 (водоцементное отношение – 0,50). Выше в интервале 1300-950 м – по вертикали и по стволу размещается облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50. Допускается применение облегченного цемента ПЦТ II-50 с добавкой 14% глинопорошка, приготовленного в промысловых условиях с соблюдением требований ГОСТа 1581-96. В любом случае рецептуры тампонажных растворов подбираются в лаборатории для конкретных партий цемента и химреагентов.

Буферная жидкость – 92% водный раствор триполифосфата натрия) – 10 м3.

Продавочная жидкость – буровой раствор, либо техническая вода.

Хвостовик-фильтр (диаметр - 114 мм, не цементируется, интервал установки – 2210-2235 м – по вертикали (2353-2794 м – по стволу).

Хвостовик комплектуется из обсадных труб ОТТМА с установкой одного на 20 м длины ствола в продуктивном пласте ПК18 фильтров ФГС-114, либо ФСО, ФС, изготовление ОАО “Тяжпрессмаш” г.Рязань (длина фильтра 10-13м при длине фильтроэлемента до 5 м). Количество и места установки фильтров уточняются по результатам ГИС.

Для спуска, подвески и герметизации хвостовика используется комплекс средств ПХН 114/168 не цементируемый (ОАО “Тяжпрессмаш” г.Рязань). С целью учета максимальных затрат в проекте предусмотрен полный комплекс технологической оснастки ПХН.

При строительстве скважин технологическая необходимость и целесообразность использования отдельных элементов оснастки ПХН уточняется.

Работы по сборке колонны-хвостовика, оснастка его элементами комплекса ПХН, спуске в скважину на бурильных трубах, подвеске и герметизации в эксплуатационной колонне, разъединение хвостовика от бурильных труб должны производиться в строгом соответствии и порядке, определенном в Инструкции по использованию комплексов ПХН.

Основные элементы оснастки хвостовика из комплекса ПХН:

- низ оборудуется башмаком колонны УСПГХ 114/168.080 и обратным клапаном УСПГХ 114/168.070;

- центраторы жесткие типа ЦПЖ, либо пружинные типа ПЦ2А (оба типа из комплекса ПХН) устанавливаются через 10м по сей длине пласта, либо при уменьшении числа фильтров – по два на фильтр, кроме того два центратора устанавливаются непосредственно выше башмака эксплуатационной колонны;

- верх хвостовика оборудуется узлом разъединения ПХЦ 114/168…100, безопасным переводником, узлом пакера ПХЦ 114/168.100, узлом якоря ПХЦ 114/168.030.

Хвостовик спускается на стальных бурильных трубах из комплекта на бурение.

Скорость его спуска до глубины окончания 1го участка набора зенитного угла – не более 1,0 м/с, далее – до башмака эксплуатационной колонны – не более 0,5 м/с, далее – не более 0,2 м/с.

Промежуточные промывки производятся на глубине 1-го участка набора зенитного угла у башмака эксплуатационной колонны и на забое. Продолжительность промывок – до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных.

Произвести замену бурового раствора в фильтре и зафильтровом пространстве нецементируемого хвостовика на раствор KCl с плотность 1,07 г/см3 (на 0,02 г/см3 более плотности бурового раствора), который не ухудшает свойств пласта и не всплывает при последующих работах по освоению пласта (вскрытие колпачков фильтров ФГС-114).

После подвески хвостовика и разъединения его от бурильных труб буровой раствор выше «головы» хвостовика до устья заменить на раствор NaCl (с плотностью, равной плотности бурового раствора первичного вскрытия) и бурильные трубы поднять на устье.

Цементирование кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн может осуществляться как с использованием отечественной, так и импортной тампонажной техники и технологий при соблюдении требований. При затворении тампонажного раствора обязательно используются осреднительные емкости.

Для осуществления контроля за процессом цементирования рекомендуется использовать станцию СКЦ-2М (либо комплекса, поставляемого с импортной техникой). Плотность приготавливаемого раствора замеряется на каждой цементосмесительной машине и замеряется не реже, чем через каждые три минуты. Кроме того, за приготовлением цементного раствора и за характером циркуляции (выходом бурового раствора на устье) организуется непрерывное наблюдение.

Характеристики используемых тампонажных материалов должны удовлетворять требованиям ГОСТ 1581-96. При этом учитывается, что в разрезе не содержатся сколь-нибудь существенно агрессивные среды.

9 Организация работы в буровой бригаде

Перечень выполняемых работ и организация труда буровой бригады зависят от целей бурения, глубины и конструкции скважины. Круг обязанностей ее членов довольно широк и разнообразен. Это выполнение подготовительных работ перед забуриванием скважины (оснастка талевой системы, установка ротора, соединение бурового рукава со стояком нагнетательного трубопровода и вертлюгом; приготовление промывочной жидкости, оснащение буровой элементами малой механизации, механизмами и инструментом для выполнения спуско-подъемных операций и других работ в процессе проводки скважины). Обеспечение углубления скважины и подготовка ее ствола к проведению геофизических исследований, спуск обсадных колонн, установка противовыбросового и фонтанного оборудования, а также проведение работ по заканчиванию скважины и многое другое.

На организацию труда буровой бригады и ее состав существенно влияют продолжительность и структура цикла строительства скважины.

В глубоком бурении организуется непрерывная (посменная) работа буровой. Как правило, это три смены (вахты), которые работают по 8 либо две по 12 часов в сутки по различным графикам. Всего в буровой бригаде четыре вахты. Этим соблюдается рациональный режим труда и отдыха. На принятие определенного графика работ влияет множество факторов:

- удаленность объекта от баз и поселков проживания членов бригады;

- обеспеченность района проведения буровых работ качественной дорожной сетью;

- транспортные расходы на осуществление вахтовых перевозок;

- личные пожелания членов бригады и т. д.

Количественный и квалификационный состав вахт видоизменяется в зависимости от типа БУ и категории сложности поставленных задач (как правило, зависимых от проектной глубины скважины). Он регламентируется тарифно-квалификационными требованиями и отраслевыми нормативами, разрабатываемыми специальными организациями по заказам нефтяных компаний, предприятий по бурению и согласованными с органами Госгортехнадзора. Как правило, вахта состоит из следующих работников:

1. Бурильщик 6-го разряда.

2. Первый помощник бурильщика 5-го разряда.

3. Второй помощник бурильщика 4-го разряда (верховой рабочий).

4. Третий помощник бурильщика 4-го разряда.

5. Буровой рабочий 3-го разряда.

6. Моторист 5-го разряда (дизельный привод БУ).

7. Моторист 4-го разряда (дизельный привод БУ).

8.Электрик 4-го разряда (электропривод БУ).

С вводом в эксплуатацию новых видов БУ, оснащенных современным оборудованием (автоматы СПО, системы верхнего привода, автоматический ключ буровой и т.д.), состав вахты может изменяться.

Буровую бригаду возглавляет буровой мастер. На эту должность назначают дипломированного специалиста. Он несет персональную ответственность за бесперебойное проведение работ, обеспечение процесса всеми необходимыми материалами, соблюдение и выполнение проекта на строительство скважины, обеспечение безопасных условий труда и осуществление мер по охране окружающей среды, участвует в работе комиссии по приемке БУ из монтажа и при сдаче ее в демонтаж.

Буровой мастер является материально ответственным лицом. На него возложено ведение всей оперативной технической документации и финансовой отчетности (суточный рапорт бурового мастера, карта отработки долот, табель учета рабочего времени, прием и сдача в соответствующие службы аппарата управления накладных на получение материально-технических ресурсов и лимитно-заборных карт и многое другое).

Вахту возглавляет бурильщик. Он несет персональную ответственность за все работы, выполняемые в период его смены. Бурильщик - это высокопрофессиональный рабочий, имеющий удостоверение от горнотехнического надзора о сдаче экзамена на правоведения буровых работ.

В его задачи входит:

- прием оборудования и инструмента от предшествующей вахты;

- осуществление основных работ по углублению скважины;

- соблюдение предписанного режимно-технологической картой и геолого-техническим нарядом режима бурения;

- осуществление контроля за состоянием бурового и вспомогательного оборудования;

- руководство работой всех членов вахты.

Во время выполнения СПО и работы долота на забое бурильщик находится у пульта управления БУ.

Первый помощник бурильщика при СПО обслуживает машинный ключ, обеспечивает выполнение основных операций по свинчиванию, развинчиванию бурильных труб, перемещению труб в магазин «свечами» при вертикальной расстановке или на приемные мостки и совместно с третьим помощником бурильщика выполняет операции с элеватором. Во время бурения в его обязанности входит наблюдение за работой буровых насосов, контроль за параметрами промывочной жидкости и работой очистной системы, участие в приготовлении и обработке раствора.

Второй помощник бурильщика во время СПО работает наверху (в специально оборудованном на буровой вышке месте, называемом балконом верхового рабочего). Он надевает или снимает элеватор и перемещает верхний конец свечи. В остальное время он выполняет задания бурильщика.

Третий помощник бурильщика при СПО работает возле ротора на машинном ключе, помогает перемещать нижний конец свечи. В остальное время следит за чистотой на буровой, а также выполняет задания бурильщика.

Буровой рабочий используется, как правило, для выполнения работ, не требующих высокой квалификации (погрузо-разгрузочные, ремонтные, уборка территории и содержание оборудования в чистоте).

В состав буровой бригады входят также помощник бурового мастера, мотористы (при применении привода БУ от двигателей внутреннего сгорания), электрики (при использовании электрического привода), лаборанты-коллекторы, слесари по обслуживанию БУ, операторы котельных установок, повара и т.д.

Обязанности каждого члена буровой бригады строго регламентированы отраслевыми инструкциями по профессиям, согласованными с надзорными органами.

Работы, выполняемые буровой бригадой

Во время углубления скважины, если бурение происходит в нормальных условиях (без осложнений), бурильщик находится у пульта управления, осуществляя контроль технологических параметров режима бурения (нагрузка на долото, количество оборотов ротора, давление промывочной жидкости в нагнетательной системе и т. д.) и управляя ими.

Большие нагрузки на всех членов вахты ложатся при выполнении спуско-подъемных операций и спуске обсадных колонн. Здесь необходимы слаженная работа всех членов вахты, хорошее знание своих обязанностей, навыки в работе.

СПО выполняют для замены долота или буровой коронки по причине их износа или применения инструмента другого типа, при необходимости проведения геофизических исследований в скважине или изменения компоновки низа бурильной колонны, а также неисправности забойного двигателя. Перед подъемом бурильной колонны ствол скважины промывается в течение определенного времени (согласно требованиям ГТН), с целью более полного выноса выбуренного шлама на поверхность.

После окончания промывки бурильщик, управляя лебедкой, приподнимает бурильную колонну с таким расчетом, чтобы над ротором показался нижний переводник ведущей трубы. В это время помощники бурильщика, работающие на роторе, вынимают из него малые вкладыши (при использовании роликовых вкладышей или верхнего силового привода эта операция исключается из процесса) и вставляют в пневматический клиновой захват клинья, на которых осуществляется подвеска бурильной колонны. Затем развинчивают трубы. Во время развинчивания резьбового соединения ведущую трубу с вертлюгом поддерживают на весу. Отсоединенную ведущую трубу приподнимают и с помощью специального приспособления (автозатаскивателя), прикрепляемого к ее нижнему концу, заводят в шурф.

Первый и третий помощники бурильщика отсоединяют буровой крюк от вертлюга и заводят штропы в проушины элеватора, ранее надетого на бурильную трубу, выступающую над столом ротора. Начинается подъем бурильной колонны. Как только она будет извлечена на длину первой свечи и над ротором покажется ее нижнее муфтовое соединение, бурильщик останавливает лебедку и производит торможение и посадку колонны в клиновой захват, с учетом расположения резьбового соединения на уровне рабочей части автоматического ключа для последующего отвинчивания свечи. После этого свеча приподнимается и устанавливается на подсвечник. Второй помощник бурильщика, работающий наверху, открывает элеватор и заводит верхний конец свечи за палец (специальный патрубок для удержания свечей в вертикальном положении). Бурильщик опускает талевый блок с элеватором, притормаживая его около муфты очередной трубы. Первый и третий помощники бурильщика надевают элеватор на нее, и процесс подъема очередной свечи повторяется. Следует отметить, что при подъеме инструмента из скважины на него надевают специальное прорезиненное устройство для очистки труб от бурового раствора, которое крепится к пневмоклиновому захвату.

Во время подъема бурильной колонны уровень промывочной жидкости в скважине понижается вследствие уменьшения объема вытеснения ее бурильной колонной, в результате чего снижается противодавление на пласты и стенки скважины, что может привести к осложнениям. Для недопущения этого используется специальная емкость с фиксированным объемом, из которой осуществляется постоянный долив промывочной жидкости в скважину с контролируемым расходом.

При спуске бурильного инструмента операции выполняются в обратной последовательности, с добавлением лишь элемента смазывания резьбовых соединений специальной смазкой.

В процессе углубления скважины время от времени необходимо дополнять трубами бурильную колонну, эта операция называется наращиванием.

Оно выполняется после того, как будет пробурен интервал, равный длине ведущей трубы. Суть этого действия заключается в следующем. Поднимается на длину ведущей трубы бурильная колонна, отсоединяется и устанавливается в шурф ведущая труба, с мостков подается в буровую (при помощи вспомогательной лебедки или консольно-поворотного крана) заранее подготовленная и замеренная труба. Затем на трубу надевается элеватор, она выводится на ось скважины и производится ее свинчивание с бурильной колонной и спуск в скважину. После этого к колонне присоединяется ведущая труба и процесс бурения продолжается.

Особенно трудоемким и ответственным является процесс спуска в скважину обсадных колонн. Он осуществляется по специальному плану проведения работ, подготавливаемому отделами аппарата управления и утверждается главным инженером бурового предприятия.

Спускают обсадную колонну под руководством ответственного ИТР и геолога после получения разрешения на спуск геологической службы и проверки буровой вышки (с составлением соответствующего акта) представителями службы главного механика. Буровой персонал тщательно готовится к этим работам, чтобы выполнить их четко, без задержек и простоев. Спуск обсадных труб осуществляется на элеваторах или слайдерах, соответствующих весу обсадной колонны.

В данном разделе приведены лишь некоторые, особенно трудоемкие, процессы цикла строительства скважины. Надо отметить, что бурение имеет по своему характеру немало особенностей: отличается высокой интенсивностью и повышенной травмоопасностью. Поэтому практически любая операция или действия членов буровой бригады при строительстве скважины регламентированы соответствующими инструкциями и положениями.