Размещено на http://allbest.ru

Введение

Бурение нефтяных или газовых скважин является сложным, а в ряде случаев и опасным процессом. Бурение нефтяных или газовых скважин может быть успешно осуществлено только при обязательном соблюдении ряда правил и положений. Таких правил и положений достаточно много, и все они изложены в данном учебнике, но среди этого многообразия есть главные (их всего семь), которые следует запомнить и обязательно выполнять. Их выполнение гарантирует успех.

Основные положения, гарантирующие успешную проводку скважины.

1. Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны хорошо знать геолого-технический наряд (ГТН), особенности бурения в данном районе, геологический разрез (интервалы) скважины. Особое внимание должно быть обращено на интервалы, где возможны осложнения. При подходе к таким интервалам принимаются необходимые меры предосторожности.

2.Коллектив буровой бригады, особенно его основного звена -- вахты, должен быть дружным и спаянным. Если в состав вахты входит человек, по каким-либо причинам не совместимый с остальными членами коллектива, его лучше перевести в другую вахту, бригаду.

Процесс бурения не всегда спокойный и безобидный, возможны экстремальные ситуации (аварии, газовые выбросы, пожары и т.д.), при которых от буровой бригады (вахты) требуются мастерство, хладнокровие, мужество и самоотверженность. В этих условиях взаимоотношения между членами бригады могут играть решающую роль.

3.Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны быть профессионалами своего дела. Профессионализм в бурении достигается постоянными тренировками и повышением своей квалификации.

4.Процесс бурения в значительной мере консервативен. Он состоит из последовательности операций, нередко повторяющихся, которые обязательно производятся в определенном порядке. Отступление от этого правила в большинстве случаев приводит к осложнениям или авариям. В этом отношении буровую вахту можно сравнить с экипажем самолета, когда малейшее отступление от правил приводит к катастрофе.

5.Все члены коллектива обязаны соблюдать дисциплину в процессе строительства скважины. Малейшая расхлябанность, появление на работе в нетрезвом состоянии или после бурно проведенного накануне дня чревато серьезными последствиями. Потеря или притупление бдительности часто приводит к несчастным случаям, в том числе и со смертельным исходом. Каждое отступление от общепринятых норм не должно оставаться незамеченным.

6.Каждый член буровой бригады должен неукоснительно соблюдать правила техники безопасности, уметь оказать первую медицинскую помощь пострадавшему, твердо знать свои обязанности при газовом выбросе, пожаре и других экстремальных ситуациях. Задача бурового мастера -- постоянно проводить учения и довести действия членов буровой бригады в этих ситуациях до полного автоматизма.

7.Каждый член буровой бригады должен выполнять только то, что ему предписано должностной инструкцией. Все остальные действия выполняются только по распоряжению бурового мастера (бурильщика).

1. Классификация скважин в НГК предприятий

бурение скважина нефтегазоносность разрез

Опорные скважины -- бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочной толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления. При бурении опорных скважин стремяться вскрыть кристаллический фундамент, а там, где он залегает глубоко, бурят до технически возможных в настоящее время глубин. Результаты опорного бурения всесторонне исследуют и в комплексе с другими полученными ранее геолого -- физическими данными используют для выяснения общих закономерностей геолого-физического строения района, предварительной оценки перспектив его нефтегазоносности, составления перспективного плана геологоразведочных работ и подсчёта прогнозных запасов нефти и газа.

Параметрические скважины -- предназначены для более детального изучения геологического строения разреза, особенно на больших глубинах, и для выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геолого-поисковых работ. По результатам бурения параметрических скважин уточняют стратиграфический разрез и наличие благоприятных для скопления нефти и газа структур, корректируют разработанные по данным опорного бурения перспективы нефтегазоносности района и прогнозные запасы нефти и газа.

Структурные скважины -- служат для тщательного изучения структур, выявленных при бурении опорных и параметрических скважин, и для подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры. Результаты структурного бурения и геофизических исследований использования используются для изучения характера залегания, возраста и физических свойств пород, слагающих разрез, для точной отбивки опорных (маркирующих) горизонтов и построения структурных карт.

Поисковые скважины -- сооружают на подготовленных предыдущим бурением и геолого-физическими исследованиями площадях с целью открытия новых месторождений нефти и газа или же на ранее открытых месторождениях для поисков новых залежей нефти и газа. При бурении поисковых скважин детально изучают геологический разрез и его нефтегазоносность с отбором проб породы, воды, газа, нефти, а при вскрытии продуктивной толщи испытывают скважины на приток нефти с помощью специальных механизмов.

Разведочные скважины -- бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью оконтуривания месторождения и сбора исжодных данных для составления проекта его разработки. В процессе разведочного бурения продолжают исследование разреза и его нефтегазоносности примерно в таком же объёме, как это делают при поисковом бурении.

Эксплуатационные скважины -- закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождения. В категорию входят не только добывающие скважины, но и скважины позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные).

· Оценочные -- скважины предназначенны для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки.

· Нагнетательные -- скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.

· Наблюдательные -- скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения.

Специальные скважины -- бурят для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа.

Общие требования - буровые работы должны выполняться с соблюдением законов по охране труда, окружающей природной среды и недр.

2. Геологические условия бурения скважин. Общие сведения о геологии района разбуриваемых пород

Разведка месторождений полезных ископаемых, в том числе углеводородов - совокупность работ для выявления и геолого-экономической оценки запасов минерального сырья в недрах. Поиски геологические - комплекс геологических, геофизических и геохимических работ для выявления и перспективной оценки месторождений полезных ископаемых.

Геологическое изучение района разведки начинается с геологической съемки. Геологическая съемка заключается в изучении строения слоев земли по естественным обнажениям горных пород (берег реки, овраг, ущелье, вершина горы) и нанесении на топографическую основу. Изучают остатки организмов, порядок и характер залегания слоев. По материалам геологической съемки определяют возраст пород, условия их образования (морские, континентальные и пр.), устанавливают геологическую историю района, процесс развития жизни, структурные особенности залегания слоев пород (прогибы, складки, купола). В местах, где нет выходов горных пород на дневную поверхность, копают шурфы (колодцы), шахты, бурят неглубокие скважины, из которых поднимают горные породы на поверхность. По результатам геологической съемки составляют структурные и геологические карты, которые показывают, где и какие породы выходят на поверхность и как они залегают на глубине, выявляются геологические структуры, подлежащие дальнейшему изучению (рис.3.7).

Геологическая съемка дает возможность судить лишь о самых верхних комплексах горных пород. Тип структуры может прослеживаться и по глубокозалегающим отложениям, но не во всех случаях глубинная структура имеет четкое выражение на дневной поверхности. Для изучения глубинного строения земной коры, установления форм глубоко залегающих пород бурят структурные (структурно-поисковые) скважины и используют геофизические методы поиска.

Бурение структурных скважин глубиной 300-500 м проводится на опорные горизонты, по которым устанавливают антиклинальные структуры нижележащих пластов.

Проводя инженерно-геологические изыскания для строительства принято изучать грунты как основание, среду или даже материал предполагаемых к строительству сооружений, заключенные в исследуемых грунтах подземные воды, текущие в них физико-геологические процессы в различных формах их проявления

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

Сводный стратиграфический разрез Ромашкинского месторождения составлен секторами отдела поисковой и разведочной геологии ТатНИПИнефть на основе классического литолого-стратиграфического разреза.

Геологический разрез изучаемого участка сложен девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями с общей мощностью около 2000 метров. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% - на терригенные породы.

Наиболее древними образованиями являются гранитогнейсовые породы кристаллического фундамента, над разрушенной поверхностью которого лежат отложения среднего девона.

Четвертичные отложения 0-10м.

Аллювиальные и глинисто-песчанистые породы. Мощность 10м.

Пермская система.

Казанский ярус 10-130м.

Песчаники и глины с прослоями плотных известняков. Мощность 120м.

Уфимский ярус 130-250м.

Песчаники, глины, аргиллиты. Мощность 120м.

Аргинский ярус 250-370м.

Кавернозные известняки с включением гипса; мергели и глины. Мощность 120м

Средний карбон

Мячковский горизонт 450-610м

Доломиты, известняки с включением гипса, ангидрида, глины. Мощность 120м

Подольский горизонт 610-695м

Доломиты, известняки с прослоями глинисто-алевролитового материала. Мощность 85м

Каширский горизонт 695-765м

Органогенно-обломочные, известняки и доломиты с прослоями аргиллитов. Мощность 70м

Верейский горизонт 765-805м

Органогенно-обломочные, известняки и доломиты с прослоями аргиллитов. Мощность 40м

Башкирский ярус 805-855м

Известняки с примазками глин и остатками брахиопод. Мощность 50м

Нижний карбон

Намюрский ярус 855-905м

Органогенные известняки с хорошо развитыми стилолитовыми швами и доломиты. Мощность 50м

Серпуховско-Окский надгоризонт 905-1125м

Известняки, доломиты с включениями гипса и ангидрида, и прослоями известняков. Мощность 210м

Яснополянский надгоризонт 1125-1165м

Песчаники, известняки, аргиллиты с прослоями углистых сланцев. Отмечены нефтепроявления. Мощность 40м

Турнейский ярус 1165-1200м

Органогенно-обломочные известняки с включением углисто-глинистого материала. пористые разности известняков насыщены нефтью. Мощность 35м

Заволжский слой 1200-1260м.

Органогенно-обломочные известняки прослоями окремнелые и стилолизированные. Отмечены нефтепроявления. Мощность 60м

Фаменский ярус 1260-1460м

Глинистые известняки, прослоями доломитизированные. В доломитах отмечается пятнами битумю Мощность 230м

Верхнефранский подъярус.

Евлано-Ливенский+воронежский 1490-1610м

Переслаивание битуминозно-глинистых известняков в различной степени доломитизированных, доломитов, мергелей. Мощность 120м

Бурагский горизонт 1610-1655м

Тонкозернистые известняки, глинисто-битуминозные, доломитизированные. Мощность 45м

Нижнефранский подъярус.

Доманиковский горизонт 1655-1700м

Известняки перекристаллизированные, иногда битуминозные. Мощность 45м

Саргаевский горизонт 1700-1725м

Известняки глинисто-битуминозные с прослоями мергелей и горючих сланцев. Мощность 25м

Кыновский горизонт 1725-1751м

Аргиллиты листовато-слоистые с прослоями сильно глинистых алевролитов и карбонатных пород. Мощность 25м

Пашийский горизонт 1750-1785м

Переслаивание песчаников и алевролитов в различной степени глинистых с аргиллитами. Мощность 35м

Средний девон

Живетский ярус 1785-1795

Аргеллиты и алевролиты глинистые, сидеритизированные, с прослоями мелкозернистых песчаников и песчанистых алевролитов, участками нефтесодержащих. Вскрытая мощность 15м

2.2. Физико-механические свойства по разрезу (плотность, твердость, абразивность, пластовые давления, давление гидроразрыва)

Возможности использования геофизических методов для оценки физико-механических свойств мерзлых грунтов базируется на существовании связей между ними с одной стороны и свойствами, определяемыми в процессе геофизических работ - с другой. В основе этих связей могут лежать либо функциональные зависимости, обусловленные единством физических полей, либо зависимости тех и других от одних и тех же параметров состава, строения и состояния пород.

Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам.

Башкирский ярус

Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения - 1,4МПа, газосодержание - 5,9 м3/т, объемный коэффициент - 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63 мПаЧс. Плотность пластовой нефти - 877 кг/м3, пластовая температура - 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группе тяжелых нефтей - плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м3.

По содержанию серы - 3,11%, парафина - 3,0%, нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 °С составляет 109,9 мПаЧс.

По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0-1180,0 кг/м, вязкость 1,03-1,84мПаЧс.

Состав газа - азотный. Газонасыщенность 0,08-0,9 м3/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент - 1,0001.

Серпуховский ярус

Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения - 1,3 МПа, газосодержание - 4,72 м3/т, объемный коэффициент - 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПаЧс. Плотность пластовой нефти -883,8 кг/м, в поверхностных условиях - 906,8 кг/м3, пластовая температура 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховского яруса относятся к группе тяжелых нефтей - плотность в поверхностных условиях составляет 917,3 кг/м3. По содержанию серы - 2,6%, парафина - 5%, нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20°С составляет 109,4 мПаЧс. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми.

Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6-1175,0 кг/м, вязкость 1,03-1,8 мПаЧс

Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т. Состав газа - азотный. Газонасыщенность 0,09-0,12 м3/т. объемный коэффициент - 1,0003.

Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г/л, удельный вес - с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.

Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.

Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.

2.3 Нефтегазоводоносность по разрезу скважин.

В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Ромашкинского месторождения к 1980 г. было выявлено более 200 залежей и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта - отложений нижнего и среднего карбона.

В нижне- и среднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой части Миннибаевской террасы - Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридиональном направлении

Нефтепроявления в этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу.

Нефтеносность отложений нижнего карбона (залежь 303)

Серпуховский ярус

Промышленная нефтеносность этих отложений (в объеме протвинского горизонта) впервые доказана в 1943 г. на Шугуровском месторождении. В

дальнейшем его продуктивность получила подтверждение на Ойкинском и, в основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.

Залежь в серпуховских отложениях до 1981 г. опробовали в 34 скважинах, в том числе в 11 совместно с башкирским ярусом. В 21 из них получили притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут. В остальных 10 - нефть с водой и в 3 скважинах - вода.

Имелись скважины, которые довольно стабильно работали в течение нескольких лет, что подтвердило наличие в серпуховских отложениях промышленных скоплений нефти. Продуктивная часть разреза на 303 залежи в основном представлена двумя пористо-трещиноватыми интервалами (пластами). Обладая довольно хорошими коллекторскими свойствами, они образуют единый природный резервуар, приподнятая часть которого представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефти массивного типа.

Нефтеносность отложений среднего карбона (залежь 302)

Башкирский ярус

В настоящее время уже доказана его региональная нефтеносность не только в пределах рассматриваемой юго-западной части Ромашкинского месторождения, но и на многих других площадях Татарстана. Промышленная разработка залежи башкирского яруса ведется на месторождениях западного склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с залежью 303 серпуховского возраста и также контролируемая крупной брахиантиклинальной структурой северо-восточного простирания - Шугуровско-Куакбашским валом.

Большинство положений по особенностям распределения коллекторов, покрышек, степени насыщения, определение ВНК и др., изложенные выше для серпуховских отложений, также характерны для залежей башкирского возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.

2.4 Возможные осложнения по разрезу скважины

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок сква-жины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водо-проявления. В связи с расширением географии работ по освоению нефтегазовых месторождений получили распространения ослож¬нения, связанные с сероводородной агрессией и бурением сква¬жин в условиях многолетнемерзлых пород.

Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины

Произведенные исследования и накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины.

Обвалы (осыпи) происходят во время прохождения уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или его фильтратом снижается предел прочности этих слоев, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать и набухание за счет проникновения в пласты свободной воды, содержащейся в растворах, что приводит к выпучиванию в ствол скважины и, в конечном счете, к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут происходить в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. В этом случае горное давление значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерными признаками обвалов (осыпей) являются: резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихваты бурильной колонны, выделение газа. Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность за счет уменьшения скорости восходящего потока и его подъемной силы, вследствие чего возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб следует уменьшать нагрузку на долото, что ведет к снижению механической скорости бурения.

Набухание происходит в результате действия бурового раствора и его фильтрата при прохождении глин, уплотненных глин и аргиллитов, при значительном содержании минералов типа монтмориллонита, которые и набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и прихватам бурильного инструмента.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования -- увеличение углов перегиба ствола скважины, массы единицы длины бурильной колонны и площади контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерными признаками образования в скважине желоба являются проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что Желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14... 1,2 раза.

Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Ежегодные затраты времени на ликвидацию этого вида осложнений по стране и за рубежом составляют многие тысячи часов, несмотря на разработку и применение различных способов предупреждения и борьбы с поглощениями буровых и цементных растворов при бурении и креплении скважин.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений промывочной жидкости, можно разделить на две группы:

геологические факторы -- тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, величина пластового давления и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефте-, газо- и водопроявления, переток пластовых вод и др.);

технологические факторы -- количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций и др. К этой группе относятся также такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними

Газо-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины -- возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.

Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции буровой раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа. При этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Масса столба бурового раствора уже не может противостоять давлению газа и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникнуть и в случае понижения уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

К признакам начала газопроявлений относятся: выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек бурового раствора, насыщенного газом; кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора; слабый перелив раствора из скважины; повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); появление газа по показаниям газокаротажной станции.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором, обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимосвязаны и обусловливают друг друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн, могут привести к прорыву пластовой жидкости (газа) на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо: спустить кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья; обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия, а в ряде случаев даже гибель скважин. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. Вместе с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этих осложнений.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при Проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор Жидкости и газа из соседних скважин, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится). В случае когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.

3.Подготовительные работы к бурению скважин

По окончании монтажа бурового оборудования и строительства привышечных сооружений буровая установка принимается специально созданной комиссией. Буровой мастер вместе с бригадой проверяют правильность и качество строительно-монтажных работ, опробуют оборудование. Для предупреждения возможных несчастных случаев в процессе бурения особое внимание должно быть уделено проверке безопасных условий работы.

Электрическое освещение буровой установки должно быть выполнено в соответствии с существующими нормами. На вышке устанавливаются светильники в пыленепроницаемом исполнении, пригодные для наружной установки, у превентора -- во взрывозащищенном, а в остальных местах допускается применение светильников в открытом исполнении. Должно быть обеспечено аварийное освещение напряжением 12 В.

Оборудование должно быть исправным и безотказно работать. Приемка оборудования и сооружений оформляется соответствующим актом. Все недоделки и неисправности должны быть устранены до начала бурения.

До начала работ буровая установка укомплектовывается буровыми инструментами, долотами, обсадными трубами для кондуктора и бурильными трубами, приспособлениями малой механизации, контрольно-измерительными приборами для бурения, шурфом под ведущую трубу, необходимым запасом воды, глины и химических реагентов. На буровой установке необходимо иметь помещение для отдыха и приема пищи (в случаях невозможности обеспечения ежедневной перевозки сменных вахт к постоянному местожительству или вахтовому поселку на буровой установке должны быть помещения для их проведения и отдыха), сушилку для спецодежды, помещение для проведения анализа и подбора рецептуры бурового раствора, противопожарный инвентарь, набор ручного и вспомогательного инструмента, аптечку с медикаментами, промышленный санитарный инвентарь, а также инструкции и плакаты по технике безопасности, промышленной санитарии и противопожарным мероприятиям. Запас горюче-смазочных материалов различных сортов должен храниться на буровой в закрытых емкостях, имеющих четкую надпись о наименовании хранящихся в них материалах. Скважины, бурящиеся в труднодоступных местах, должны быть обеспечены горюче-смазочными материалами на весь период бездорожья.

3.1 Что относится к подготовительным работам. В какой последовательности и как эти работы выполняются

После принятия от строителей и монтажников наземных сооружений и оборудования буровая бригада начинает подготовительные работы для бурения. Прежде всего производится оснастка талевой системы, монтаж и опробование объекта в малой механизации (подвеска машинных ключей, установка противозатаскивателя талевого блока под кронблок и т.п.).

Сооружение скважины начинают с установки шахтового направления для укрепления устья скважины от обвалов и размыва промывочной жидкостью. При устойчивых породах шахтовое направление устанавливают в процессе работ по сооружению вышки. Для этой цели роют шахту глубиной 4...5 м, в которой устанавливают направление из труб. Центр направления должен совпадать с центром вышки по ее нижней раме; кроме того, направление должно быть выверено на вертикальность при помощи отвеса. После установки направления шахту засыпают битым камнем и заливают цементным раствором.

В случаях когда у поверхности залегают неустойчивые породы, бурят под направление при помощи ротора до глубины 15...20 м. После этого в пробуренную скважину спускают направление из труб, центрируют его и заливают пространство между стенками скважины и направлением цементом. Верхний конец направления должен доходить до желоба, по которому буровой раствор, вытекающий из скважины, направляется в циркуляционную систему.

Главная задача при сооружении направления в многолетнемерзлых рыхлых породах -- предупреждение его размыва во время оттаивания. С этой целью делают шахту глубиной до 10 м сечением 2x2 или 1,5х 1,5 м в зависимости от состояния грунта. В шахту спускают и центрируют 508 или 559 мм трубу. Вокруг трубы на дно шахты насыпают и утрамбовывают слой глины толщиной 30... 40 см. Затем набрасывают нагретый на костре бут, щебень и послойно заливают цементным раствором. Послойная заливка необходима Для заполнения всех пустот между каменным материалом и создания непроницаемого для жидкости монолита. Нагретый каменный материал и теплый цементный раствор создают температурный режим, способствующий успешному процессу схватывания и твердения бутобетона, а также образованию прочного контакта между бутобетоном и направляющей трубой. В районах Западной Сибири практикуется также забивание направления с помощью электровибратора.

Для успешного ведения работ по проводке скважины (предупреждения искривления скважины, сохранения резьбовых соединений бурильных труб и т.п.) большое значение имеет отцентрированность вышки. После оснастки талевой системы, сборки и подвески ведущей трубы приступают к центрированию вышки. Если вышка установлена правильно, то отвес совпадает с точкой пересечения диагоналей (веревочных струн, натянутых по диагонали нижней рамы вышки).

По направлению отклонения отвеса от центра устья скважины определяют, какие из ног вышки нужно поднять и положить под них подкладки, чтобы ликвидировать эксцентриситет. Для этого домкратом поднимают соответствующие ноги вышки и подводят под них подкладки. Домкраты устанавливают под приваренные к ногам вышки специальные полки. Когда скважина углублена на 40...50 м, рекомендуется еще раз проверить отцентрирование вышки.

Центр ротора также должен строго совпадать с центром вышки и центром направления. Необходимо, чтобы ротор был установлен горизонтально (проверяется уровнемером), а роторный валик -- параллельно трансмиссионному валу лебедки. Кроме того, необходимо, чтобы цепное колесо на роторном валике и цепное колесо на трансмиссионном валу лебедки для передачи вращения ротору были расположены в одной вертикальной плоскости, в противном случае цепь будет часто соскакивать и рваться. Установленный на место ротор надежно укрепляется и обшивается досками.

3.2 Особенности бурения под шурф

После того как вышка отцентрирована и ротор установлен на место приступают к бурению под шурф для ведущей трубы. Шурф необходим для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб и в периоды, когда не производится бурение. Под шурф бурят турбобуром или ротором. Для забуривания под шурф турбобуром над устьем скважины предварительно собирают долото, турбобур и ведущую трубу.

На линии, соединяющей центр скважины с правой опорой вышки (со стороны мостков) на расстоянии 1,5...2,0 м от оси скважины вырубают отверстие для шурфовой трубы. К той же опоре вышки временно на уровне 1,5...2,0 м от пола буровой привязывают ролик и пеньковый канат диаметром 28,5 мм и длиной 12... 15 м. Забуривание под шурф производится в следующем порядке. Затаскивают турбобур с долотом в прорубленное под шурф отверстие. Корпус турбобура обвивается не менее чем тремя витками пенькового каната. При этом набегающий конец каната (по направлению вращения корпуса турбобура) должен быть привязан к опоре вышки, а сбегающий конец каната перекидывается через блочок и соединяется с контргрузом. Перемещение турбобура с ведущей трубой в вертикальном положении обеспечивается перепусканием витков пенькового каната при сохранении соответствующего натяжения.

Для безопасного бурения шурфа с помощью турбобуров или электробура на ряде предприятий используют специальное приспособление, выполненное в виде двух кованых пластин, изогнутых по форме ведущей трубы. Пластины надевают на ведущую трубу и скрепляют между собой четырьмя болтами. В имеющиеся специальные отверстия с обеих сторон пластин продевают стальной канат, обвивают его вокруг вертлюга против часовой стрелки и крепят в зеве крюка. Крюк фиксируют стопором. При бурении под шурф ведущая труба удерживается от вращения подвесной частью талевой системы, инерции которой достаточно для гашения реактивного момента.

Шурф пробуривают глубиной 15... 16 м. Затем в шурф опускают две свинченные обсадные трубы (двухтрубку) диаметром 273 мм, верхний конец двухтрубки снабжается козырьком для облегчения завода в шурф конца ведущей трубы. При бурении под шурф ротором привод его может быть осуществлен либо через лебедку, либо через индивидуальный привод. При бурении под шурф с приводом через лебедку ротор подтаскивают к месту шурфа и устанавливают наклонно, для чего под салазки ротора со стороны мостков подкладывают доску толщиной 90 мм. Вращение ротору передают при помощи цепи, надетой на цепное колесо малой скорости барабана лебедки. При бурении под шурф при помощи индивидуального привода ротор устанавливают и укрепляют на месте бурения шурфа на расстоянии 1,5...2,0 м от устья скважины.

До начала бурения скважины или куста (первой скважины, а при необходимости и последующих) руководством Управления буровых работ (УБР) (экспедиции) должна проводиться пусковая конференция с участием всего состава буровой бригады, руководителей Центральной инженерно-технической службы (ЦИТС), РИТС, вышечно-монтажного подразделения и УБР (экспедиции). К проведению пусковой конференции должны быть привлечены главные специалисты УБР (технологи, геологи, механики, энергетики, экономисты), а также представители общественных организации.

3.3 Индикатор веса. Принципы работы, схема установки

Принцип действия индикатора (рис.1) основан на преобразовании усилия Q натяжения каната 2, преломленного между крайними опорами на корпусе 1 и поплавком 3, опирающемся на мембрану 4, в давление в камере трансформатора и последующем его измерении манометром 6.

Рис. 1.

1-корпус трансформатора;2-канат; 3-поплавок; 4-мембарна; 5 трубопровод соединительный; - манометр

Индикатор (рис.2, стр. 6) состоит из трансформатора давления 3 и блока вторичных приборов 1, соединенных трубопроводом 2

В зависимости от модификации индикатора блок вторичных приборов, смонтированный на раме 5, включает

*423311.002 - указатель 6 с основной и верньерной шкалой, пресс-бачок 7 и манометр самопишущий 4 типа ДМ-2001 с часовым приводом диаграммы;

*423311.002-01 - указатель с основной шкалой и пресс-бачок и манометр самопишущий;

*423311.002-02 - указатель с основной шкалой и пресс-бачок.

Пресс-бачок закреплен непосредственно на указателях.

Рис.2

1-блок вторичного привода; 2-трубопровод соединительный; 3-трансформатор давления; 4-манометр самопишущий; 5-рама; 6-указатель; 7-пресс_бачок

Трансформаторы давления (рис.3.) выпускаются двух типов, одинаковых по конструкции и различающихся эффективной площадью мембраны и расстоянием между крайними опорами и, следовательно, размерами составных частей.

Рис. 3

1-болт; 2-штуцер; 3-корпус; 4-мембрана; 5-пробка; 6-шпилька; 7-обойма; 8-поплавок; 9-упор; 10-крышка

На краях корпуса 3 крепятся крайние опоры, несущие ролики, обоймы 7, одна из которых - постоянно двумя болтами 1 с пружинными шайбами, другая, съемная, двумя шпильками 6 с гайками и контргайками. В средней части корпуса расположена камера, закрываемая гибкой плоской мембраной 4. Мембрана зажата на корпусе болтами М8 через крышку 10. На мембрану опирается поплавок 8, в котором на резьбе установлен упор 9, являющийся средней опорой. На цилиндрической поверхности поплавка нанесены три риски, совпадения средней риски с торцом крышки означает среднее положение мембраны в трансформаторе давления, две крайние - предельные положения (при выпуклой и вогнутой мембране). Положение упора в поплавке определяется величиной зазора между торцом поплавка и нижним торцом упора и фиксируется относительно крышки проволокой с пломбой. В дне корпуса расположены два отверстия: одно - для выпуска воздуха, закрывается пробкой 5, в другом установлен штуцер 2, к которому подсоединяется соединительный трубопровод.

Рис. 4

1-корпус; 2-манометрическая пружина; 3-трибосекторный механизм; 4-тяга; 5-стрелка; 6-держатель; 7-трубопровод; 8-тройник

Рис. 5

1-корпус; 2-манометрическая пружина веньерного механизма; 3-основной трибосекторный механизм; 4-манометрическая пружина основного механизма; 5-веньерный трибосекторный механизм; 6-тяги веньерного механизма; 7-тяги основного механизма; 8-держатель; 9-трубопровод; 10-тройник; 11-стрелки.

Указатели (рис.4,5, стр. 7) состоят из корпуса 1 с застекленной крышкой, установленной на корпусе на петле и закрываемой замком. На дне корпуса закреплен манометрический механизм.

Манометрический механизм указателя с основной шкалой (рис. 4, стр. 7) состоит из трубчатой манометрической пружины, неподвижный конец которой впаян в держатель 6, а свободной тягой 4, регулируемой по длине, шарнирно соединен с сектором трибо-секторного механизма 3. На конце трубки механизма крепится стрелка 5. Шкала, имеющая на дуге 270 градусов 100 равномерных делений, оцифрованных через каждые 10 делений, закреплена на корпусе указателя. Держатель трубопроводом 7 соединен с тройником 8 , закрепленном на боковой поверхности корпуса.

Рис. 6

1-запорный механизм; 2-корпус; 3_пробка; 4-винт; 5-вороток; 6_крышка; 7-поршень; 8-кольцо

Манометрический механизм совмещенного указателя с основной и верньерной шкалой (рис.5, стр. 7) состоит из двух совмещенных механизмов, конструктивно аналогичных механизму указателя с основной шкалой и отличающихся друг от друга размерами манометрических пружин и передаточным отношением трибо-секторного механизма. Трибо-секторный механизм совмещенного указателя имеет две трибки, находящиеся на одной оси, на которых закрепляются стрелки.

Шкала совмещенного указателя имеет 40 неоцифрованных равномерных делений верньерной шкалы и 100 равномерных делений основной шкалы. Угол поворота стрелки при максимальном давлении 1,0 МПа составляет для основной шкалы 270°, верньерной -- 1800°.

Пресс-бачок (рис.6) состоит из корпуса 2, в дно которого вварен запорный вентиль 1, и крышки 6, закрепленной на корпусе на резьбе. В центральном резьбовом отверстии крышки установлен винт 4 с воротком 5, шарнирно соединенный с поршнем 7, имеющим резиновое уплотняющее кольцо 8.

Заполнение пресс-бачка производится через заливочное отверстие в крышке, закрываемое пробкой 3, при верхнем положении поршня.

4. Строительно-монтажные работы

Общие требования

1.Строительно-монтажные работы должны производиться под руководством ответственного лица.2. К верхолазным работам при монтаже, демонтаже и обслуживании вышек (мачт) допускаются рабочие буровых бригад и вышкомонтажники, годные по состоянию здоровья к работе на высоте и прошедшие обучение по безопасному ведению работ.3. Расстояние от буровой установки до жилых и производственных помещений, охранных зон железных и шоссейных дорог, инженерных коммуникаций, ЛЭП должно быть не менее высоты вышки (мачты) плюс 10 м, а до магистральных нефте- и газотрубопроводов - не менее 50 м.4. При бурении скважин в населенных пунктах и на территории промышленных предприятий допускается монтаж буровых установок по согласованию с местными органами Госпроматомнадзора и пожарной инспекции на меньшем расстоянии при условии проведения необходимых дополнительных мероприятий, обеспечивающих безопасность работ, мер пожарной безопасности, а также мер, обеспечивающих безопасность населения (установка дополнительных растяжек, оград, сигнального освещения, звукоизолирующих экранов и т.д.).

4.1 Виды работ. Подготовка площадки для монтажа буровой установки

До начала монтажа аппарата производят подготовку площадки, заключающуюся в устройстве термоизоляции, защищенной от влаги битумом и слоем асфальта. Последнее требование выполняют с помощью подкладок, укладываемых под продольные швеллеры основания каркаса. Вокруг основания укладывают полый облицовочный кирпич так, чтобы верхняя плоскость кладки совпадала с верхней плоскостью швеллеров основания. Стыки в основании каркаса заливают цементом и битумом. К основанию каркаса с двух сторон приваривают листы поддона. Перед установкой секций охлаждающих змеевиков их подвергают испытанию сжатым воздухом на прочность и плотность.

4.2 Методы строительства вышки, привышечных сооружений и монтажа оборудования

Строительство буровой установки для бурения скважин кустами производят крупными блоками. Специальные конструкции оснований блоков обеспечивают перемещение крупного блока в пределах куста с установленным за пальцем комплектом бурильных свечей. При этом перемещается только вышечный блок, а насосный остается постоянно смонтированным на одном месте на весь период строительства скважин в кусте.

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

В период монтажных работ устанавливают также вспомогательное оборудование и привышечные сооружения: сарай для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки; насосный сарай для укрытия буровых насосов и их привода; приемные мостки для укладки труб и перемещения инструмента, запасных частей и оборудования; циркуляционную систему с очистными устройствами для отделения шлама из промывочного раствора; строят трансформаторную площадку при централизованном электропитании или площадку для склада ГСМ..

4.3 Схемы перетаскивания буровой установки

Перевозка бурового оборудования с куста на куст, а также завоз нового оборудования производится в основном автомашинами типа МАЗ с площадкой 40Т, МАЗ бортовой, УРАЛ-седельник, МАЗ-трубовоз. Все эти автомашины полностью (по их грузоподъёмности) не загружаются ввиду лёгкости (негабаритности) некоторых конструкций (панели, стеллажи, приёмный мост, рамы, балки и т.д.). При нагрузке необходимо оборудование крепить к платформе проволокой диаметром 6-8 мм, на что затрачивается очень много времени (1,5-2 часа) на одну автомашину.

Для сокращения (рейсов) сроков перевозки буровой установки БУ 3000 ЭУК-1М в разобранном виде с куста на куст, а также с базы БПТОиКа до кустовой площадки, предлагаю:

Контейнерную систему перевозки бурового оборудования, которая представляется в следующем варианте:

Изготавливается специальный контейнер из отработанных труб диаметром 127 х 8 (9 м), с размерами: длина 11000 мм, ширина 3740 мм, высота 2100 мм, вес около 4-х тонн.

Этот контейнер устанавливается на МАЗ-площадку 40Т или МАЗ 73101-трубовоз.

В этот контейнер можно быстро и более рационально разместить буровое оборудование, в результате чего на 16 рейсов будем делать меньше при перевозке буровой установки, а если учесть, что оборудование в контейнер можно загрузить заранее и не делать укруток, то автомашина может делать на 1 рейс больше.

Так как форма контейнера обоснована габаритами перевозимого оборудования можно сохранить блоки в собранном виде. При этом больше сохранность крепёжных и соединительных деталей. Меньше объём монтажных и демонтажных работ, а это влияет на снижение общей себестоимости транспортировки и монтажа.

5. Буровая установка, ее состав

Скважину бурят при помощи буровой установки, представляющей собой

сложный комплекс машин, механизмов, аппаратуры, металлоконструкций, средств контроля и управления, расположенных на поверхности.

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

5.1 Разновидности буровых установок

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

ОАО «Уралмаш» выпускает комплектные буровые установки (табл. 2.1) и наборы бурового оборудования (НБО) для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 2500...8000 м с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭР) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЕ).

Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ) производит комплектные буровые установки для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 1000...3500 м (табл. 2.2) с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭП) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЭП).