Разработка буровой скважины

В состав противовыбросового оборудования входят:

· Стволовая часть - совокупность составных частей противовыбросового оборудования, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце колонной обвязки. Включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор.

· Превенторный блок - Часть стволовой части противовыбросового оборудования, включающая превенторы и устьевые крестовины противовыбросового оборудования.

· Манифольд линия глушения и дросселирования- система трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой. Включает линии дросселирования и глушения, конструктивно выполненных в виде блоков, соединенных с превенторным блоком противовыбросового оборудования магистральными линиями.

5.3 Виды оснастки талевой системы, механизмов для спуско-подъемных операций (СПО)

Талевая система - один из ключевых механизирующих компонентов спускоподъемных операций в ходе различных буровых работ нефтегазовой области.

Талевая система выполняет следующие важнейшие функции:

· грузоношение (спуск, подъем и поддержание на весу тяжелого бурового инструмента и обсадных труб)

· точечное физическое воздействие (создает на крюке необходимое усилие для высвобождения из скважины бурильной колонны, это особенно эффективно при аварийных ситуациях, возникающих в ходе работы с бурильной колонной)

· механическая поддержка (удерживает бурильную колонну, опущенную в скважину)

Талевая система - полиспастный механизм, состоящий из трех компонентов:

o кронблок

o талевый блок

o стальной канат

Кронблок - неподвижная часть талевой системы, монтируется на верхней раме мачты или на подкронблочных балках вышки.

Талевый блок - подвижная частью талевой системы, подвешивается к кронблоку на талевом канате и соединяется с бурильными или обсадными трубами с помощью вертлюжной скобы, крюка или элеватора

Кронблок и Талевый блок предназначены непосредственно для выполнения спускоподъемных операций

Стальной канат обеспечивает гибкую связь между буровой лебёдкой и механизмом крепления неподвижного конца каната

Важный технологический момент талевой системы - ее оснастка

Под оснасткой талевой системы понимается подвешивание в определенной последовательности каната на шкивы талевого бока и кронблока с целью предотвращения перекрещивания каната и предупреждения трения его частей друг о друга

Рис. 1 Основные типы талевых систем

В разведочном бурении активно применяются следующие типы талевых систем:

· талевая система с креплением свободного конца каната к основанию буровой установки (на схеме б и в)

· с креплением свободного конца каната к кронблоку (на схеме г)

· с креплением свободного конца каната к талевому блоку (на схеме д)

· спускоподъемные операции на прямом канате (на схеме а) выполняются только в случае небольших нагрузок на крюк.

Оборудование для механизации спускоподъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рис. 7), установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис. 8), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, ибурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Рис. 7. Кронблок:

1 - шкифы; 2 - ось; 3 - рама; 4 - предохранительный кожух; 5 - вспомогательные шкифы.

Рис. 8. Талевый блок:

1 - траверса; 2 - шкифы; 3 - ось; 4 - предохранительныекожухи; 5 - щеки; 6 - серьга.

Иногда применяют крюкоблоки - совмещенную конструкцию талевого блока и бурового крюка.

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении - с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях - с помощью штропов и элеватора (рис. 9).

Рис. 9. Схема подвешивания бурильной трубы при спуско-подъемных операциях:

а - схема; б - элеватор1 - бурильная труба; 2 - элеватор; 3 - штроп.

Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:

спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

удержания на весу бурильного инструмента;

подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности

6. Конструкция скважины. Спускоподъемные операции (СПО) при бурении

Система крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа.

Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами.

Для обоснования конструкции скважины используют опыт бурения па соседних площадях и результаты геологоразведочных работ.

Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн: 1) направление -- для предотвращения размыва устья; 2) кондуктор -- для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования; 3) промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) -- для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать; 4) эксплуатационная колонна -- для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Конструкция скважины называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной -- при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн, и т. д.

Спуско-подъемные операции в восстающих скважинах осуществляются принудительно с помощью механизмов подачи станка или лебедки станка и системы дополнительных блоков. Заталкивание бурового снаряда в восстающую скважину и его извлечение производятся при усилии, удерживающем буровой снаряд на весу. Удерживание бурового снаряда на весу при спуско-подъеме или при перекреплении патронов станка производится с помощью трубодержателя, установленного на закрепленной у устья скважины специальной скобе.

6.1 Понятие о конструкции скважины, назначение обсадных колонн

Под конструкцией скважины подразумевают ее характеристику, определяющую изменение диаметра с глубиной, а также диаметры и длины обсадных колонн.

Обсадная колонна -- предназначена для крепления буровых скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб ПУТЁМ последовательного их свинчивания (иногда сваривания).

6.2 Схема расстановки оборудования, распределение обязанностей, подготовка рабочего места и последовательность выполнения видов работ при спускоподъемных операциях (СПО)

Чтобы обеспечить безопасные условия при спускоподъемных операциях (СПО), важно до начала работ проверить техническое состояние бурового оборудования и инструмента. Перечень оборудования и инструмента проверяет второй помощник бурильщика при изложении порядка приема и сдачи вахты. Неисправности оборудования и инструмента необходимо устранить до начала работы или доложить о них бурильщику.

Для выполнения операций по спуску и подъему бурильного инструмента второй помощник бурильщика надевает предохранительный пояс (после проверки его исправности бурильщиком), поднимается в люльку, закрепляет карабин фала пояса на тросе (если люлька стационарная) или к специальному ушку, расположенному на раме люльки (если люлька передвижная).

Во время работы на ПЛ второй помощник бурильщика должен внимательно следить, чтобы при движении люлька не цеплялась за элементы вышки и оборудования, смонтированного на ней, и наблюдать за дверью люльки (чтобы она не открылась случайно во время движения).

После принятия всех мер предосторожности второй помощник бурильщика должен подать сигнал бурильщику о готовности его рабочего места к работе.

Примечание. В люльке и на балконе верхнего рабочего должны быть укреплены таблички с указанием условных сигналов верхнего рабочего к бурильщику (если отсутствует переговорное устройство).

При обнаружении неисправностей в работе передвижной люльки второй помощник бурильщика должен немедленно прекратить работу и сообщить о неисправности бурильщику.

Осматривать, чистить и смазывать механизмы и детали передвижной люльки верхний рабочий может только после отключения рубильника на балконе и на распределительном щите в буровой и вывешивания на них плакатов: «Не включать -- работают люди».

Подъем бурильных свечей из скважины

При подъеме первой бурильной свечи из скважины второй помощник бурильщика наблюдает за ее движением вверх и состоянием талевой системы. Во время операций по посадке колонны бурильных труб на клинья ПКЗ, ПКР или элеватор, раскреплению замкового соединения с помощью пневматического раскрепителя свечей (ПРС) и развинчиванию ключами АКБ, ПБК или с помощью ротора второй помощник бурильщика подготавливает пеньковый канат для захвата свечей; во время отвода ключа АКБ, ПБК от развинченного замкового соединения или по окончании развинчивания с помощью ротора свободный конец пенькового каната набрасывает рукой на свечу и ловит его другой рукой.

При установке свечей на подсвечник (вручную или при помощи нижнего захвата МСП) берется обеими руками за свободный конец пенькового каната, подтягивает свечу к люльке и заводит узел каната в автосбрасыватель люльки ПЛ (или в вилку стационарной люльки). При подходе опускаемого по бурильной свече элеватора к люльке (на расстояние, удобное для снятия элеватора) подает бурильщику условный сигнал «стоп» (рукой, звуковым сигналом или через переговорное устройство). После полной остановки элеватора левой рукой приподнимает его защелку, а правой, взявшись за ручку створки, рывком открывает ее. Дает условный сигнал бурильщику о том, что элеватор открыт и можно производить его спуск, и обеими руками отталкивает элеватор от свечи. При этом вставать на перила люльки, чрезмерно высовываться, подставлять под ноги какие-либо предметы запрещается. При спуске порожнего элеватора, взявшись за петлю пенькового каната, подтягивает свечу и удерживает ее около люльки. Когда талевый блок опустится ниже муфты свечи, движением руки в сторону пальца для установки бурильных свечей перемещает петлю пенькового каната со свечой и заводит свечу за палец. Снимает пеньковый канат со свечи и кладет его на перила люльки. Выходит из люльки на балкон, берет крючок и набрасывает его со стороны люльки на свечу. Взявшись обеими руками за крючок, отводится свечу от пальца и устанавливает ее на определенное место за пальцем.

При подъеме последующих бурильных свечей порядок выполнения операций тот же.

Примечание. При установке последующих свечей за палец второй помощник бурильщика должен размещать их только на очередном месте в ряду.

Если второму помощнику бурильщика приходится выходить из люльки для установки и фиксирования бурильных свечей (если отсутствует распределительная гребенка), то каждый раз он должен пристегиваться предохранительным поясом к страховому канату, установленному около каждого пальца.

Утяжеленные бурильные трубы устанавливают за палец, как правило, двое рабочих. В этом случае второй помощник бурильщика не должен допускать к работе присланного ему в помощь помощника бурильщика, если последний без предохранительного пояса.

6.3. Ознакомление с должностными инструкциями мастера, I, II, III помощника бурильщика

1. Буровой мастер является руководителем буровой бригады. Он назначается (освобождается) директором.

1.1. Буровой мастер подчиняется непосредственно директору.

1.2. На должность бурового мастера назначается лиц, имеющее высшее техническое образование и стаж работы на производстве не менее 1 года либо среднее специальное и стаж работы не менее 3-х лет.

1.3. Буровой мастер в своей работе руководствуется планом производства, приказами, распоряжениями директора, инструкциями, регламентами, геолого-техническим нарядом, режимно-технологическойкартой и другими документами по бурению и испытанию скважин, единой системой работ по созданию безопасных условий труда «правил безопасности» в нефтяной и газовой промышленности, правилами внутреннего трудового распорядка и настоящей инструкцией.

2. Главная задача и основные функции

2.1. Главной задачей бурового мастера организация и обеспечение бесперебойной работы буровой бригады по бурению и испытанию скважин, в соответствии с проектно-сметной документацией, ГТН, с соблюдением Правил охраны труда и техники безопасности, охраны окружающей среды и недр, с хорошим качеством и прибылью.

2.2. В соответствии с этим выполняет следующие функции:

1.Руководит производственной деятельностью буровой бригады по сооружению скважин, осуществляет оперативное планирование работы бригады, устанавливает и своевременно доводит до работников бригады производственное задание.

2.Обеспечивает и контролирует соблюдение работниками буровой бригады требований геолого-технического наряда и плана-графика буровых работ.

3.Организует проведение монтажно-демонтажных работ, транспортировки буровой установки на новую точку, забурки и ликвидации скважин, аварийных и сложных работ при бурении скважин, а также геофизических, гидрогеологических и других специальных исследований в скважинах.

4.Определяет потребность буровой бригады в технических средствах, инструменте, материалах и услугах вспомогательных служб и организует обеспечение материально-техническими ресурсами.

5.Обеспечивает и контролирует соблюдение технологии бурения скважин, правил технической эксплуатации оборудования и питающих энергосетей.

6.Организует и контролирует проведение ремонта, технического обслуживания, осмотра оборудования и других технических средств.

7.Участвует в разработки и реализации мероприятий, направленных на повышение эффективности буровых работ и производительности труда, внедрение прогрессивной техники и технологии сооружения скважин, охраны окружающей среды и недр, улучшения организации и условий труда, снижение аварийности работ.

8.Обеспечивает и контролирует правильность и своевременность оформления производственной и отчетной документации членами буровой бригады.

9.Осуществляет количественный и качественный учет выполненных работ и отработанного времени членами бригады.

10.Осуществляет анализ производственной деятельности буровой бригады.

11.Ведет установленную документацию о работе оборудования, учет материальных ценностей, принимает меры по обеспечению их сохранности и своевременному списанию.

12.Обеспечивает соблюдение законодательства об охране окружающей среды и недр, включая рекультивацию земель при бурении скважин.

13.Проводит производственный инструктаж работников буровой бригады, контролирует и обеспечивает соблюдение ими производственной дисциплины, правил по охране труда, требований Госгортехнадзова России, правил противопожарной защиты.

14.Участвует в работе по подбору и повышению квалификации работников буровой бригады.

В области охраны труда и техники безопасности:

1.Обеспечивает правильную организацию и безопасное производство работ, эксплуатацию машин, оборудования, приспособлений, инструментов и средств защиты и содержание их в надлежащем состоянии.

2.Обеспечивает правильную организацию рабочих мест (рациональное размещение материалов, деталей, инструментов, приспособлений, запасных частей, их хранение) и применение рабочими средств индивидуальной защиты, не допускает загроможденности, захламленности проходов и проездов.

3.Обеспечивает соблюдение рабочими трудовой и производственной дисциплины, требований правил и инструкций по безопасному ведению работ, технологических режимов и регламентов, применение безопасных приемов труда. Не допускает работы на неисправном оборудовании или применение неисправных инструментов, приспособлений и др.

4.Принимает меры по прекращению работ, остановке оборудования в случае угрозы здоровью и жизни работающих.

5.Регулярно проверяет состояние рабочих мест, исправность машин, оборудования, приспособлений и инструментов. Постоянно в процессе работы следит за наличием и исправным состоянием средств защиты, оградительных и предохранительных устройств, устройств автоматического контроля и сигнализации, за бесперебойной работой вентиляционных систем и установок, состоянием воздушной среды на рабочих местах, нормальной освещенностью рабочих мест, за использованием и правильным применением рабочими средств индивидуальной защиты. Принимает меры по устранению выявленных нарушений, недостатков.

6.Выполняет в установленные сроки, запланированные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.

7.проводит инструктажи рабочих по безопасным методам работы. При выдаче рабочим задания на выполнение работ повышенной опасности (работы по наряду-допуску), проводит с ними специальный инструктаж. Не допускает к работе лиц не прошедших инструктаж и проверку знаний требований безопасности. При необходимости разъясняет рабочим требования правил и инструкций и показом рациональных и безопасных приемов работы.

8.Обеспечивает наличие на объектах, рабочих местах инструкций, плакатов, знаков безопасности, предупредительных надписей и др. средств наглядной агитации и пропаганды.

В области промышленной безопасности:

1.Выполняет в установленные сроки, запланированные мероприятия, направленные на обеспечение промышленной безопасности.

2.Обеспечивает соблюдение рабочими производственной дисциплины, требований инструкций по безопасному ведению работ повышенной опасности, технологических режимов и регламентов.

3.Не допускает работы на неисправном оборудовании или применение неисправных приспособлений и инструментов.

4.Принимает меры по прекращению работ, проводимых на опасном производственном объекте с нарушением требований промышленной безопасности, создающих угрозу жизни и здоровью работников или, которые могут привести к аварии или ущербу окружающей среде.

5.Участвует в проведении технических освидетельствований и контрольных испытаний оборудования и установок опасных производственных объектов.

6.Принимает меры по устранению выявленных нарушений требований правил промышленной безопасности.

7.Участвует в разработке и пересмотре инструкций по безопасному ведению работ.

8.Проводит с работниками учебно-тренировочные занятия по плану локализации аварий и ликвидации их последствий в установленные сроки.

Помощник бурильщика

1.Помощник бурильщика перед началом рабочего дня:

- проходит в установленном порядке периодические медицинские осмотры;

- проходит инструктаж по технике безопасности;

- под руководством бурильщика выполняет подготовительные и профилактические мероприятия технических средств и оборудования;

2. В процессе рабочего дня помощник бурильщика:

- под руководством бурильщика осуществляет обслуживание и мелкий ремонт бурильного оборудования и инструмента;

- при необходимости использует СРЕДСТВА индивидуальной защиты;

- строго соблюдает требования правил техники безопасности и производственной санитарии;

- оказывает своевременную и необходимую помощь бурильщику при подготовке и производстве бурильных работ.

7. Породоразрушающий инструмент

Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины. Породоразрушающий инструмент в зависимости от конструкции и формы его торцовой части заметно влияет на интенсивность искривления скважин.

Схема отклонения ствола скважины. Породоразрушающий инструмент при направленном бурении следует подбирать прежде всего с учетом его влияния на искривление, как было показано в § 2 гл. При искусственном искривлении скважины породоразрушающий инструмент должен еще и фрезеровать ее стенки.

Породоразрушающий инструмент, предназначенный для бурения с отбором керна.

Породоразрушающий инструмент выполняет основную роль в процессе образования ствола скважины в массиве горной породы. При вращательном способе бурения буровое долото разрушает породу с помощью зубьев, твердосплавных штырей или лопастей, выполненных на рабочей поверхности инструмента, которые при вращательном движении поражают различные участки забоя и обеспечивают углубление скважины. Ввиду многообразия способов бурения и физико-механических свойств горных пород породоразрушающие инструменты изготавливаются различных типов по действию и конструктивному исполнению.

Породоразрушающие инструменты в процессе вращательного бурения могут оказывать различное воздействие на горную породу.

Породоразрушающий инструмент при трении по горной породе изнашивается, в результате чего (меняется форма и размеры вооружения породоразрушающихся коронок и долот. При износе, сопровождающемся изменением геометрии вооружения, снижается механическая скорость бурения.

Породоразрушающий инструмент, применяемый для бурения глубоких нефтяных и газовых скважин, работает в сложных условиях, характеризующихся высокими температурами (600 - 900 С) и нагрузками (100 - 200 кгс / мм2) в зоне контакта породоразрушающих элементов с породой. Поэтому материалы, применяемые для изготовления породоразрушающего инструмента, должны обладать высокой твердостью, износостойкостью и прочностью.

7.1 Долота. Типы и размеры долот, применяемые в данном УБР

БУРОВЫЕ ДОЛОТА -- основной элемент бурового инструмента для механического разрушения горной породы в процессе бурения скважины. Термин "долото" сохранился от раннего периода развития техники бурения, когда единственным способом проходки скважины было ударное бурение, при котором буровое долото имело сходство с плотничным инструментом того же наименования. По назначению различают 3 класса буровых долот: для сплошного бурения (разрушение горной породы по всему забою скважины), колонкового бурения (разрушение горной породы по кольцу забоя скважины с оставлением в её центральной части керна) и для специальных целей (зарезные долота, расширители, фрезеры и др.). По характеру воздействия на горные породы буровые долота делятся на 4 класса: дробящие, дробяще-скалывающие, истирающе-режущие и режуще-скалывающие. По виду рабочей (разрушающей горные породы) части выделяют шарошечные и лопастные буровые долота.

Особенности применения гидромониторных долот. Типы размеры колонковых долот и воронок. Конструктивные особенности

В гидромониторных долотах струя промывочной жидкости достигает поверхности забоя, что дает возможность использовать гидромониторный эффект для очистки поверхности забоя и частичного разрушения породы. В проточных (обычных) долотах промывочная жидкость, протекая через промывочные отверстия, омывает шарошки (лопасти) и только частично достигает поверхности забоя.

Все буровые долота для бурения с отбором керна (снаряды) составляются из таких элементов (рис. 3.10):

1) бурильной головки;

2) внешнего корпуса;

3) внутренней колонковой трубы (керноприемника);

4) кернополучителя.

Рис. 3.10. Схема строения колонкового долота:

1 - бурильная головка; 2 - керн; 3 - керноприемник; 4 - корпус; 5 - клапан

Бурильная головка, разрушая породу по периферии забоя, оставляет в центре буровые скважины столбик породы (керн), который потом поднимают на поверхность для исследования геологического строения.

Температура пород стенок буровые скважины в период бурения приблизительно равняется температуре восходящего потока жидкости.

После прекращения циркуляции Промывающей жидкости температура пород вокруг буровые скважины и температура жидкости меняются, постепенно приближаясь к геостатичной. Но к полному выравниванию температур из геостатичной необходимо несколько суток.

При эксплуатации буровых скважин движение жидкости происходит, как правило, только в одном направлении: вверх - в эксплуатационных и вниз - в нагнетательных буровых скважинах. В этих случаях распределение температур на разной глубине буровые скважины также меняется.

7.2 Понятие об износе долот (отработки долот)

Сложные условия работы шарошечных долот приводят к интенсивному изнашиванию их элементов -- вооружения опоры, системы промывочных устройств, потере диаметра и т.д.

На основе технико-экономических показателей все отрабатываемые долота по степени износа разделены на три группы: из пригодных для работы, нуждающихся в ремонте и утилизируемых.

8. Бурильный инструмент

Бурильный инструмент -- общее название механизмов и приспособлений, применяемых при бурении шпуров, скважин и ликвидации аварий, возникающих в скважинах. По назначению выделяют буровой инструмент технологический, вспомогательный, аварийный и специальный.

В зависимости от области применения (бурение взрывных, геологоразведочных, нефтяных или газовых скважин), способа и диаметра бурения номенклатура и конструктивные особенности бурового инструмента в каждой группе имеют специфические особенности. Технология. Буровой инструмент применяют для производства работ, связанных непосредственно с процессом бурения скважин. В него входит породоразрушающий буровой инструмент -- резцы, буровые коронки, буровые долота и др., которые предназначены для механического (контактного) разрушения горных пород на забое с целью образования шпура, скважины или выбуривания и отбора керна, а также расширители, калибраторы и др. для разрушения стенок скважины с целью придания ей требуемого диаметра и поперечного сечения. Кроме того, породоразрушающий буровой инструмент применяют для проведения специальных работ в скважинах, например, разбуривания цементных мостов, металлических башмаков, остатков труб и т.д. К технологическим буровым инструментам относится также инструмент, предназначенный для механической и гидравлической связи породоразрушающего инструмента с наземным буровым оборудованием, спуско-подъёмных операций, замены породоразрушающего инструмента и обеспечения его работы на забое. При бурении скважин на нефть и газ это -- ведущие, утяжелённые бурильные трубы, центраторы и другие элементы бурильной колонны, геологоразведочных скважин -- также колонковые трубы для размещения керна и устройства отрыва керна от забоя, при бурении взрывных шпуров или скважин -- буровой став, состоящий из одной или нескольких буровых штанг. В геологоразведочном бурении набор технологических инструментов, соединённых в определённой последовательности, называют буровым снарядом.

Вспомогательный буровой инструмент (ключи, элеваторы, спайдеры, клиновые захваты и др.) предназначен для сборки и разборки (свинчивания и развинчивания) буровых колонн (бурового става), а также подтаскивания, подъёма, спуска и удержания на весу или на столе ротора элементов бурильной колонны, штанг и обсадных труб.

Буровой инструмент для ликвидации аварий (метчики, колокола, труболовки, труборезки, фрезеры, торпеды, домкраты и др.) применяют также при возникновении осложнений (потеря породоразрушающего инструмента, отрыв или прихват буровой колонны, прихват или снятие обсадных труб и т.д.) в процессе бурения скважин.

Специальный буровой инструмент служит для ориентации технологического инструмента в стволе скважины с целью осуществления её бурения в заданном направлении и включает отклонители различных конструкций (турбинные, шпиндель-отклонители, уипсток, стабилизаторы и т.д.) и средства ориентировки скважины.

8.1 Типоразмеры бурильных труб и замков

Основные размеры и параметры бурильных труб, колонн и их соединений

Примечания: 1. Размеры труб больших и меньших диаметров по отношению к приведенным в таблице не регламентируются. 2. По согласованию с заказчиком трубы могут изготовляться других толщин стенок и длин. Толщины стенок могут быть равными: 3,5 и 6,0 мм - труб типа ТБСУ; 3,5 мм - труб типа ТБСЛ; 3,5 и 7,0 мм - труб ТБСТ-55; 3,5 и 8,5 мм - труб ТБСТ-70; 3,5 и 6,5 мм - труб ТБСТ-85 и ТБСТ-102. Длины могут быть 1700 и 3200 мм - труб типа ТБСУ, ТБСТ и ТБЛТ; 1500 мм - труб типа ТБСЛ; 1500 и 2000 мм - труб типа ТБДС и ТБДЛ.

8.2 Применение компоновок низа бурильной колонны, их эффективность

Использование: бурение скважин. Цель - повышение эффективности демпфирования, технологичности и надежности виброзащиты бурильной колонны. Сущность изобретения: в компоновке низа бурильной колонны, включающей демпфер продольных колебаний, утяжеленные бурильные трубы и расположенный под утяжеленными бурильными трубами элемент с повышенным гидравлическим сопротивлением, например, гидромониторное шарошечное долото или забойный гидравлический двигатель, демпфер выполнен в виде упругой цилиндрической оболочки, размещенной между утяжеленными бурильными трубами и элементом с повышенным гидравлическим сопротивлением. Под действием внутреннего избыточного давления, потребного для функционирования элемента с повышенным гидравлическим сопротивлением, упругая цилиндрическая оболочка принимает слегка выпуклую форму, ее продольная жесткость понижается и повышается демпфирующая способность, а при последующем динамическом воздействии на оболочку с нижнего конца, возникающем в процессе работы на забое шарошечного долота, происходят продольные циклические деформации оболочки за счет волнообразования в стенке оболочки по ее образующей.

9. Забойные двигатели

Забойный двигатель -- погружная машина, преобразующая гидравлическую, пневматическую или электрическую энергию, подводимую с поверхности, в механическую работу породоразрушающего инструмента (долота) при бурении скважин. Энергия к забойному двигателю подводится от источника по колонне бурильных труб или кабелю. Преобразование подведённой энергии в механическую работу осуществляется в рабочих органах забойного двигателя. По типу движения, сообщаемого породоразрушающему инструменту, различают забойные двигатели вращательные и ударные, по виду энергоносителя -- гидравлические, пневматические и электрические, по особенностям породоразрушающего инструмента -- для бурения сплошным забоем и колонковые, по конструкции -- одинарные, секционные, шпиндельные, редукторные и т.п.

9.1 Типоразмеры и конструкции забойных двигателей

Наиболее существенно отличаются по устройству и принципу действия забойные двигатели вращательного (турбобур, винтовой забойный двигатель и электробур) и ударного типов (гидро- и пневмоударник). Рабочим органом забойного двигателя вращательного типа является система статор-ротор.

Многозаходный винтовой двигатель серии статор фиксирован от проворота в корпусе забойного двигателя, а ротор -- на валу. Корпус забойного двигателя соединён с колонной бурильных труб, вал -- с долотом. Энергоноситель в рабочих органах забойного двигателя вращательного типа создаёт на роторе и статоре моменты силы, равные по величине и противоположные по направлению (так называемый активный и реактивный моменты). Активный момент используется на вращение долота, реактивный момент воспринимается колонной бурильных труб и гасится на стенках скважин и в приводных механизмах, размещённых на поверхности. Основные элементы забойного двигателя вращательного типа, помимо рабочих органов: осевая и радиальные опоры, уплотнение выхода вала.

Наибольшее использование забойного двигателя вращательного типа имеют в бурении на нефть и газ (свыше 80% общего объёма).

Электробур серии забойные двигатели ударного типа сообщают долоту возвратно-поступательные движение. Основным рабочим органом такого забойного двигателя является поршень-молоток, энергия удара которого передаётся долоту. Движение молотка вниз (рабочий ход) и вверх (обратный ход) обеспечивается автоматическим перепуском жидкости или сжатого газа. В различных конструкциях забойного двигателя ударного типа энергия подводимой жидкости (газа) используется как для совершения только прямого или только обратного хода поршня-молотка, так и для прямого и обратного ходов. Забойные двигатели ударного типа приводятся в действие жидкостью (гидроударник) и сжатым газом (пневмоударник).

Гидро- и пневмоударники применяют главным образом при бурении скважин малого диаметра глубина до 1500 м на твёрдые полезные ископаемые и для бурения шпуров.

Использование забойного двигателя (по сравнению с ротором) обеспечивает повышение технико-экономических показателей бурения за счёт увеличения скорости бурения, сокращения количества аварий с бурильной колонной, снижения энергозатрат. Особенно эффективно применение забойного двигателя при бурении наклонно направленных скважин.

10. Производственная и организационная структура бурового предприятия

Строительство нефтяных и газовых скважин - сложный многостадийный процесс, включающий строительство дорог, водоводов, линий электропередач и связи, транспортирование и монтаж бурового оборудования и сооружений, бурение и крепление ствола скважины, испытание продуктивных пластов и т.д. Реализация этих этапов, часто взаимосвязанных осуществляется посредством вспомогательные, обслуживающие и управленческие процессов, которые являются базой для формирования производственной структуры УБР.

Организационная структура УБР (рис. 12.1) включает производственные подразделения, участвующие в изготовлении основной продукции - скважин, и органы управления предприятием. В ней также отражены организационные, иерархические и технические особенности предприятия.

Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС); районные инженерно-технологические службы (РИТС); вышкомонтажный цех (ВМЦ) или контора (ВМК); цех опробования скважин (ЦОС) или контора (КОС) относятся к структурным подразделениям основного производства.

К структурным подразделениям вспомогательного производства относятся: цех крепления скважин (ЦКС) или тампонажная контора (ТК); база производственного обслуживания (БПО), состоящая из прокатно-ремонтных цехов бурового оборудования (ПРЦБО), электроснабжения (ПРЦЭЭ), турбобуров и труб (ПРЦТТ), цеха пароводоснабжения (ЦПВС); цеха промывочной жидкости (ЦПЖ), цеха автоматизации производства (ЦАП). К непромышленным хозяйствам относятся автотранспортная контора (АТК), строительно-монтажное управление (СМУ) или ремонтно-строительный участок (РСУ), жилищно-коммунальная контора (ЖКК), учебно-курсовой комбинат (УКК) и ряд других подразделений.

10.1 Связь между отдельными службами предприятия и субподразделениями организации. Стоимость строительства скважин

Важное условие обеспечения эффективной работы аппарата управления предприятием -- правильное разделение и координация труда ИТР и служащих, обеспечение правильного подбора, расстановки и использования управленческих кадров на основе четкого распределения обязанностей, повышения ответственности исполнителей за порученное дело.

10.2 Составление затрат на бурение, крепление и освоение скважин

Расчет производим на основе данных НГДУ «Туймазанефть» за 2002 год. Цена нефти на внутреннем рынке - 1374,26 руб.

Условно-переменные затраты - 436,18 руб.

Условно-постоянные затраты - 698,82 руб./сут

Среднесуточный дебит нефти до проводки бокового ствола - 0,28 т/сут.

Среднесуточный дебит нефти после проводки бокового ствола - 6,35 т/сут.

Среднегодовой процент падения дебита - 8%

Стоимость проводки бокового ствола - 2354 тыс. руб.

Акцизный сбор - 15 руб./т

Платежи и налоги включаемые в себестоимость добычи нефти - 21%

Налог на имущество - 2%

Налог на жил. фонд - 1%

Налог на прибыль - 35%

Выручка от реализации продукции определяется как произведение цены реализации нефти на объем добычи нефти: В_i =Ц*Q_i,

где В-выручка от реализации нефти, добытой из бокового ствола; Ц-цена реализации нефти; Q-объем добычи нефти из бокового ствола.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти составляют условно-переменные и условно-постоянные затраты и считаются по формулам:

Э_ЗВ=З_ПЕР*Q_i;,

где Э_ЗВ-эксплуатационные затраты зависящие от времени; З_ПЕР-условно-переменные затраты.

Э_НВ=З_ПОСТ*365;

где Э_НВ-эксплуатационные затраты не зависящие от времени за один год; З_ПОСТ-условно-постоянные затраты.

Налоговые отчисления:

Н =h*Ц*Q;

где h-процентная ставка; Ц-цена реализации нефти; Q-объем добычи нефти из бокового ствола.

Суммарные текущие издержки включают в себя эксплуатационные затраты на добычу нефти и налоговые отчисления, которые определяются по формуле:

И =Э_ЗВ+Э_НВ+Н;

где И-суммарные текущие издержки.

Прибыль от реализации - это совокупный доход предприятия, который определяется как разница между выручкой от реализации продукции и эксплуатационными затратами, включающими амортизационные отчисления и налоги, относимые на себестоимость.

П =В-И;

где П-прибыль от реализации нефти; В-выручка от реализации нефти, добытой из бокового ствола; И-суммарные текущие издержки.

Боковой ствол окупает затраты вложенные на его сооружение в течение 4 лет и уже на 5-ый год эксплуатации идет накопление прибыли. Всего накопленная прибыла в течение 23 лет составила 3720250 рублей. На 24 год работы скважины эксплуатация бокового ствола становится нерентабельной.

Список литературы

1. Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач. проф. образования / Юрий Вячеславович Вадецкий. - М.: Издательский цент «Академия», 2004. - 352 с.

2. Куршак А.А., Шаммазов А.М., Основы нефтегазового дела, «УФА ДизайнпПолиграфСервис», 2011.

3. Середа Н.Г, Соловьев Е.М., Бурение нефтяных и газовых скважин, Москва, Недр, 1974. - 456с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И. и др., Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник, 2001. - 679с.

Размещено на Allbest.ru