Технологии бурения
Бурение наклонных скважин. Главная задача и функции цеха бурения. Технологический контроль за качеством строительства скважин. Подготовка буровой к забуриванию. Бурение и крепление скважины. Вскрытие продуктивного пласта. Обязанности бурового мастера.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | отчет по практике |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 09.08.2015 |
| Размер файла | 63,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- Введение
- 1. Изучение работы ведущих отделов предприятия
- 2. Изучение работы базы производственного обслуживания
- 3. Организация работы ЦИТС, РИТС, технологический контроль за качеством строительства скважин
- 4. Работа бурильщиком
- 4.1 Подготовка буровой к забуриванию
- Забуривание дополнительного наклонного ствола
- 4.2 Бурение скважины
- 4.3 Крепление скважины
- 4.4 Вскрытие продуктивного пласта
- 4.5 Освоение скважины после окончания бурения
- 5. Обязанности бурового мастера
- 6. Материалы собранные для дипломного проектирования
- Заключение
- Список использованных источников информации
Введение
Бурение наклонных скважин развито повсеместно, горизонтальное бурение стало широко распространяться около 10 лет тому назад. Обычно продуктивность горизонтальных скважин оказывается в два-три раза выше продуктивности вертикальных скважин. Горизонтальные скважины позволяют уменьшить количество скважин, так как контакт скважин с пластами возрастает многократно. При использовании вертикального бурения требуется большее количество скважин и, соответственно, более развитая поверхностная инфраструктура, что повышает вероятность причинения экологического ущерба. Горизонтальное бурение способствовало улучшению и повышению добычи нефти и газа на многих промыслах, а также позволило получить доступ к таким месторождениям, которые ранее считались недоступными.
Кроме того, существует возможность для бурения нескольких скважин от одного и того же вертикального ствола. Это так называемый метод многозабойного бурения, когда от одного главного ствола могут пробуриваться две или три горизонтальные скважины,
Контролируемое прохождение скважин и цифровое представление нефтяных месторождений обеспечивают возможность дистанционного осуществления быстрого и точного анализа получаемых данных, что позволяет инженерам предпринимать незамедлительные действия непосредственно в процессе бурения.
С появлением управляемых электродвигателей отпала необходимость в использовании жесткой бурильной колонны. Кроме того, изобретение гибкой трубы (технология колтюбинга), постоянно разматываемой с барабана, позволяет производить непрерывное бурение и способствует сокращению занимаемого оборудованием на буровой площадке места.
Малогабаритное бурение может значительно повысить эффективность буровых работ, а также снизить воздействие на окружающую среду. Сокращение продолжительности бурения и уменьшение численного состава буровых бригад может привести к уменьшению расходов на бурение на 50% и сократить зону бурения до 75%.
С появлением новых приемов, включающих в себя усовершенствованные морские буровые установки, устройства динамического позиционирования и сложные навигационные системы, заметно продвинулась и технология морского бурения. При работе на удалении от берега компании, ведущие буровые работы, сталкиваются с высокими температурами и с высоким давлением, которые могут ограничивать возможности существующей технологии бурения и заканчивания скважин.
1. Изучение работы ведущих отделов предприятия
Положение о цехе бурения НЭГБ
Цех бурения сокращенно именуемый ЦБ, входит в состав Нефтекамской экспедиции глубокого бурения в качестве структурного подразделения, в своей деятельности руководствуется настоящим Положением, Положением о Нефтекамском УБР, законодательными актами РБ и РФ и правилами внутреннего трудового распорядка, которые создают для цеха бурения права и обязанности.
Цех бурения действует на правах внутрихозяйственного расчета, ссостоит из буровых бригад, бригад по освоению и капитальному ремонту скважин, штат которых утверждает начальником НУБР исходя из объема работ. Возглавляет цех начальник, который обеспечивает функциональную подчиненность цеха соответствующим службам аппарата управления. Цех бурения является составной частью Нефтекамского УБР. Взаимоотношения строятся на основе административного подчинения ЦБ Нефтекамского УБР. Приказы и распоряжения Нефтекамского УБР являются обязательными для всех работников цеха бурения
Главная задача и основные функции.
Главной задачей цеха бурения является качественное бурение, освоение и капитальный ремонт скважин в соответствии с планами работ и установленными сроками, своевременное оформление документов на проведение работ, подготовка и сдача скважин заказчикам. В соответствии с главной задачей на цех бурения возлагаются следующие функции:
1) Знакомит каждую бригаду с объемом работ на предстоящий год, квартал, месяц на основе задания по бурению, освоению и капитальному ремонту скважин.
2) Обеспечивает качественное выполнение всех технологических операций при бурении, креплении, освоении и капитальном ремонте скважин.
3) Производит работу по охране труда и техники безопасности, обеспечивает соблюдение законодательства по охране труда, техники безопасности и п ром санитарии.
4) Обеспечивает ведение буровых работ в строгом соответствии с остановленной технологией и техникой проводки, освоения и капитального ремонта скважин, культурой производства и норм расхода материалов.
5) Контролирует работы по строительству буровых установок в соответствии с утвержденными схемами. Производит приемку из монтажа и сдачу в демонтаж буровых установок, подготовку скважин к освоению и капитальному ремонту.
6) Производит все виды работ по освоению и капитальному ремонту скважин и сдаче их в эксплуатацию.
7) Содержит закрепленное оборудование и инструмент в исправном состоянии и обеспечивает его надлежащее хранение.
8) Выполняет работу по охране природы, окружающей среды землепользования в соответствии с требованиями законом РБ и РФ.
9) Обеспечивает нормальные условия труда, соблюдение правил технической и противопожарной безопасности, промсанитарии и гигиены персонала цеха, своевременное проведение инструктажей и проверок знаний по действующим правилам.
10) Участвует в разработке коллективного договора и планов социального развития
Административно-управленческий персонал (АУП) осуществляет общее руководство и организацию труда структурных подразделений, координирует работу предприятия по всем видам деятельности, обеспечивающим производственное и социальное развитие.
Цех бурения обеспечивает качественное бурение, подготовку и сдачу скважин заказчикам.
буровой мастер буровая скважина
Цех освоения и капитального ремонта скважин (ЦОиКРС) обеспечивает выполнение работ по опробованию, освоению, испытанию и капитальному ремонту скважин.
Вышкомонтажный цех (ВМЦ) ведет строительство и монтаж буровых, линий электропередач и водоснабжение буровых.
ЦБ имеет право:
1) Распоряжаться закрепленным имуществом и материальными ресурсами для организации производственной деятельности.
2) Давать заявки соответствующим службам аппарата управления на материально-техническое обеспечение, на ремонт объектов цеха и оборудования, согласно утвержденных нормативов и калькуляций.
3) Вносить предложения руководству УБР по вопросам организации заработной платы, премирования или наказания работников цеха.
4) Принимать участие в технических советах и совещаниях, на которых рассматриваются вопросы, связанные с производственно-хозяйственной деятельностью цеха.
5) Производить расстановку персонала цеха в зависимости от производственной необходимости.
Цех бурения несет ответственность за:
1) Выполнение установленных заданий по проходке и сдаче скважин, по выполнению плана-графика по освоению и капитальному ремонту скважин.
2) Выполнение мероприятий по снижению затрат на производство.
3) Соблюдение установленной технологии, бурения, крепления, освоения и капитального ремонта скважин и качественное проведение всех работ.
4) Правильную эксплуатацию вверенного оборудования, зданий и сооружений средств противопожарной защиты.
5) Качество и сроки бурения, освоения и капитального ремонта скважин.
6) Безаварийную работу всего бурового оборудования, передвижных агрегатов, машин и механизмов, соблюдение правил по охране окружающей среды.
7) Своевременное и качественное оформление и представление в УБР отчетных документов по установленным формам, достоверность представленных сведений и информации.
8) Выполнение приказов и распоряжений Нефтекамского УБР, предписаний Госгортехнадзора, инструкций вышестоящих организаций.
9) Правильное ведение документации по охране труда, эксплуатации и ремонту оборудования.
10) Расход материалов.
11) Выполнение правил внутреннего трудового распорядка, соблюдение работниками трудовой и производственной дисциплины,
12) Выполнение задач и функций, предусмотренных настоящим Положением.
2. Изучение работы базы производственного обслуживания
Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, труб и турбобуров (ПРЦБОТиТ) обеспечивает бесперебойную работу бурового оборудования, объектов бурения (освоения) турбобурами, турбодолотами и всеми видами труб нефтяного сортамента в необходимых количествах и типоразмерах; проведение своевременного и качественного ремонта турбобуров, турбодолот, бурильных труб и других элементов бурильной колонны.
Прокатно-ремонтный цех электрооборудования, энергоснабжения и пароводоснабжения (ПРЦЭЭиПВС) осуществляет бесперебойное обеспечение производственных объектов электроэнергией, паром, водой и другими видами энергии, техническое обслуживание и проведение своевременного и качественного ремонта энергетического оборудования объектов; эксплуатация и ремонт паровых котлов, трубопроводов пара и горячей воды, газового оборудования и газопроводов, тепловых сетей, вспомогательного оборудования, контрольно-измерительных приборов и автоматов, топливного хозяйства котельной, водоводов, водонасосной и обеспечение бесперебойного снабжения производственных потребителей тепловой энергией.
Автотранспортный цех (АТЦ) обеспечивает структурные подразделения УБР транспортом и спецтехникой для перевозки грузов и вахт.
Участок приготовления глинистого раствора (УПГР) осуществляет приготовление и обеспечение буровых качественным глинистым раствором.
Ремонтно-строительный участок (РСУ) осуществляет выполнение утвержденного плана по объему и номенклатуре строительно-монтажных и других видов работ и своевременный ввод объектов в эксплуатацию.
Участок социально-бытового обслуживания (УСБО) - организация работы по сохранности и содержанию жилищного фонда (жилой дом, общежитие, гостиница) в исправном состоянии в соответствии с правилами и нормами технической эксплуатации, обеспечивает бесперебойную работу оборудования и устройств в жилых домах, надлежащее содержание элементов внешнего благоустройства.
Учебно-курсовой комбинат (УКК) - подготовка, переподготовка, обучение вторым профессиям и повышение квалификации работников согласно потребности в кадрах, производит работу по подбору и подготовке кадров, повышению их квалификации, укреплению трудовой и производственной дисциплины.
3. Организация работы ЦИТС, РИТС, технологический контроль за качеством строительства скважин
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 спуско-подъемных операций, контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. В комплект буровой установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.
Различные условия и цели бурения при наличии большого разнообразия глубин и конструкций скважин не могут быть удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому предусмотрены разные буровые установки.
Буровую установку для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, которая не должна превышать вес (в воздухе) наиболее тяжелой обсадной колонны. Использование установок более высокого класса, чем это требуется по конструкции скважины, нерационально, так как, не давая существенного повышения скорости бурения, это приводит к увеличению стоимости работ.
Самоходные буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ отечественная промышленность не выпускает. По этим причинам, как исключение, для бурения неглубоких эксплуатационных скважин используется самоходная установка типа УБВ-600Н, грузоподъемностью 500 кН (на шасси автомобиля КрАз-257).
Промышленностью выпускаются буровые установки, изготовленные так, что они могут перевозиться в зависимости от местных условий разными способами. Эти установки называются установками универсальной монтажеспособности. В буровых установках универсальной монтажеспособности монтажные схемы и конструкторские решения оснований и общей компоновки обеспечивают три способа монтажа и транспортирования оборудования с пробуренной скважины на новую точку бурения: крупными блоками на специальных транспортных средствах (тяжеловозах), средними блоками (секциями) массой до 40 тонн на трайлерах или платформах ПП40Бр и, наконец, по агрегатно с помощью транспорта общего назначения. В настоящее время серийно выпускаются следующие буровые установки универсальной монтажеспособности: БУ-2500ЭУ, БУ-2500ДГУ, БУ-5000ЭУ и БУ-5000ДГУ.
Основные технико-экономические показатели НЭГБ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Основные показатели производственно-хозяйственной деятельности НЭГБ
|
Наименование показателей |
Факт 2011 г. |
2012 год |
|||
|
План |
Факт |
% выпол-нения |
|||
|
Сдача скважин, всего (скв.) в т. ч. - в разведочном бурении в эксплуатационном бурении |
63 14 49 12 |
74 13 61 11 |
76 13 63 12 |
102,7 100,0 103,3 109,1 |
|
|
Объем буровых работ по сметной стоимости, всего (тыс. руб) в т. ч. - в разведочном бурении в эксплуатационном бурении ГБ |
286301 135717 150584 48865 |
470205 220833 249372 57875 |
470205 220833 249372 48894 |
100,0 100,0 100,0 84,5 |
|
|
Проходка (м.) в т. ч. - в разведочном бурении в эксплуатационном бурении ГБ |
98518 27179 71339 16797 |
120800 26000 94800 16800 |
120903 26018 94885 14172 |
100,1 100,1 100,1 84,4 |
|
|
Средняя глубина скважин, законченных бурением, всего в т. ч. - в разведочном бурении в эксплуатационном бурении ГБ |
1548 1774 1484 1474 |
1537 1888 1454 1424 |
|||
|
Балансовая прибыль (млн. руб.) |
13407 |
9518 |
Работы технологического контроля за качеством строительства скважины проводятся на основании РД 08-625-03 Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины.
Средства контроля и измерения параметров ствола скважины и положения отклоняющих КНБК
Для измерения фактической траектории обсаженного ствола скважины, параметров дополнительного ствола и ориентирования отклоняющей КНБК внутри обсадной колонны и в открытом стволе используются гироскопические инклинометры и инк-линометрические телеметрические системы (ИГ-36, ИГ-50, ДНГ, "Гидрокурсор", "SRO", ЭТО-2М, МСТ-45, "Radius", 3TC 108-017.
Таблица 2 - Технические характеристики гироскопических инклинометров ИГ-36, ИГ-50 и телеметрических систем ЭТО-2М и СТТЗП-108
|
Параметры |
ИГ-50 |
ИГ-36 |
ЭТО-2М |
СТТЗП-108 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Диаметр зонда, мм |
50 |
36 |
36 |
108 |
|
|
Длина зонда, мм |
2040 |
1950 |
675 |
6390 |
|
|
с удлинителем, мм |
3260 |
||||
|
Диапазон измерения зенитного угла, град |
0-60 |
0-60 |
0-90 |
0-120 |
|
|
Диапазон изменения азимута, град |
0-360 |
0-360 |
- |
0-360 |
|
|
Диапазон изменения положения отклонителя, град |
- |
- |
0-360 |
0-360 |
|
|
Точность измерения зенитного угла, град |
±0,5 |
±0,5 |
±0,5 |
±1,0 |
|
|
Точность измерения азимута: в диапазоне изменения зенитного угла, град: |
|||||
|
от 2 до 4 |
±5 |
±6 |
- |
- |
|
|
от 4 до 25 |
±4 |
±5 |
- |
- |
|
|
от 25 до 60 |
±8 |
±10 |
- |
- |
|
|
Минимальный зенитный угол для измерения азимута, град |
2 |
2 |
- |
- |
|
|
Точность измерения положения отклонителя, град |
- |
- |
±5 |
±6 |
|
|
Максимально допустимая температура при измерении, "С |
60 |
70 |
90 |
100 |
|
|
Общий вес всего комплекта с принадлежностями в транспортном ящике, кг |
70 |
61 |
150 |
230 |
|
|
Диаметр каротажного кабеля, мм |
9 |
9 |
9-12 |
9-12 |
|
|
Курсовой уход гироскопа при динамических условиях составляет за 60 мин при зенитном угле 15±2° |
Не более +25 |
- |
- |
Основные технические характеристики телесистемы "Гирокурсор" (НТ "Курс")
|
Габариты внешнего корпуса, мм |
Диаметр 45* Длина 2000 |
|
|
Диапазон измерений, град |
Азимута 0-360° при угле наклона до 70° Зенитного угла 0 - 180° Положения отклонителя 0-360° |
|
|
Погрешности измерения, град |
Азимута ± 1,5° Зенитного наклона ± 0,15° Положения отклонителя ± 1° |
|
|
Забойная температура, оС |
85 |
|
|
Давление на забое, МПа |
До 40* |
|
|
Габариты наземного блока, мм |
120Ч450Ч450 |
|
|
Линия связи |
Одножильный геофизический кабель |
|
|
Питание (на поверхности) |
Сеть переменного тока 220 В |
|
|
Потребляемая мощность, Вт |
Не более 50 |
* Возможна дополнительная комплектация корпусом диаметром 50 мм, при этом давление на забое - до 70 МПа.
В основном в средствах контроля и измерения параметров ствола скважины и положения отклоняющих КНБК используются гидравлический, кабельный и электромагнитный каналы связи.
Измеряются следующие параметры: зенитный угол, азимут, положение отклонителя и глубина спуска системы (при оснащении глубиномером).
В гироскопическом инклинометре отклонение от вертикали определяется измерительным потенциометром и совпадает с углом, образованным вертикальной и продольной осями зонда. Измеряемый азимут - это угол, образованный проекцией вертикальной оси зонда на горизонтальную плоскость и ранее выбранным направлением.
Сигналы отклонения азимута, поступающие из зонда посредством каротажного кабеля, передаются на пульт измерения. Измерительная часть системы образована компенсационными потенциометрами отклонителя и азимута с индикаторным микроамперметром.
Питающая часть системы оснащена разветвленным входом для питания прибора как постоянным, так и переменным током. Трансформаторные и выпрямительные контуры питающей системы служат для преодоления падений, вызванных сопротивлением каротажного кабеля. Конструкции приборов рассчитаны на подключение каротажных кабелей разных диаметров с числом жил не менее трех.
Для соблюдения правильных соотношений напряжения в приборе должно быть обеспечено определенное сопротивление проводов в используемом кабеле, что достигается за счет подсоединения вспомогательных сопротивлений. Для обеспечения более быстрого разбега гироскопа до рабочих оборотов (34 000-60 000 мин-1) служит вспомогательный источник питания, установленный в зонде.
Инклинометрическая телеметрическая система позволяет проводить следующие операции:
ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту в стволе скважины путем измерения направления действия отклонителя относительно апсидальной плоскости;
определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающего момента забойного двигателя и его учет при бурении скважины с использованием отклоняющего инструмента;
проведение инклинометрических измерений непосредственно в процессе проводки скважины.
4. Работа бурильщиком
Работы проводятся на основании РД 08-625-03 Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины.
4.1 Подготовка буровой к забуриванию
Определение глубины и метода вырезания колонн для забуривания дополнительного ответвления или ствола - создание "щелевидного окна" или удаление участка обсадной колонны обусловливается следующим:
скважина в интервале забуривания закреплена одной или несколькими обсадными колоннами;
наличие или отсутствие цементного кольца за обсадной колонной;
необходимость и возможность затрубного цементирования;
устойчивость стенок скважины, минимальная твердость горных пород в интервале забуривания;
максимальный зенитный угол и интенсивность искривления оси скважины в зоне выше интервала забуривания;
возможность реализации проектного профиля восстанавливаемой скважины;
наименьшая вероятность выбросов нефти и газа при забуривании.
Забуривание дополнительного наклонного ствола
В зависимости от технологии вырезания эксплуатационной колонны и проектного профиля выбирается тип КНБК.
До начала забуривания для обеспечения контроля процесса забуривания нового ствола по шламу буровой раствор меняется или тщательно очищается.
В случае фрезерования обсадной колонны на технической воде переход с воды на глинистый буровой раствор осуществляется через колонну бурильных труб с долотом, спущенных в скважину до забоя. Спуск УБТ или забойных двигателей для перехода на буровой раствор запрещается.
В зависимости от условий проводки скважины рекомендуется ввод в буровой раствор смазывающих добавок.
Выбрать и собрать ориентируемую КНБК с использованием винтового забойного двигателя.
4.2 Бурение скважины
Технология проводки скважины в Нефтекамском УБР
В 2012 году бурение скважин проводилось на Николо-Берёзовской, Львовской, Тепляковской, Орьебашевской, Арланской, Гареевской, Воядинской, Сухоязской, Югомашевской, Барьязинской, Ново-Казачинской, Саитовской, Крыловской площадях.
Бурение под направление Ш 324 мм:
Бурение производится долотами Ш 393,7 мм роторным способом глинистым раствором плотностью 1,22-1,25 г/см3.
Средняя глубина спуска направления - 50 метров. Подача насоса У8-6МА2 при цилиндровых втулках Ш 200 мм составляет 45,9 л/сек.
Давление на стояке - 30-40 атм.
Бурение под кондуктор Ш245 мм:
Бурение осуществляется долотами Ш 295,3 мм в сочетании с 3-х секционным турбобуром 3ТСШ1 - 240 и турбинным отклонителем ТО2 с промывкой глинистым раствором с той же плотностью и стой же производительностью насоса У8-6МА2, что и при бурении под 324 направление.
Осевые нагрузки на долота - до 20 тн.
Давление на стояке до 100 атм.
Глубина бурения под кондуктор - 250-450 м.
Бурение под эксплуатационные колонны Ш146, 168 мм:
Бурение под 146 и 168 мм эксплуатационные колонны производится долотами Ш 215,9 мм с промывкой технической водой, а при вскрытии продуктивных пластов - глинистым, полимер-солевым, полигликолевым, полисахаридным растворами. Интенсивность промывки 32-38 л/сек при цилиндровых втулках насоса У8-6МА2 170 и 180 мм. Применяемые компоновки низа бурильных колонн №9,11,15 и 16. Осевые нагрузки на долота - до 22 тн. Давление на стояке 80-120 атм. Основные типоразмеры применяемых забойных двигателей: 3ТСШ1 - 195 в двух - или трехсекционном исполнении, ШО1-195, Д2-195, Д5-195, ДВР3-176.
Бурение из под башмака 146 мм эксплуатационной колонны производится долотами Ш 124 мм роторным способом или винтовыми двигателями Д-105, Д-106 с промывкой глинистым, полимер-солевым, полигликолевым, полисахаридным растворами. Насос У8-6МА2 цилиндровые втулки 130 мм. Давление на стояке 70-80 атм. Осевые нагрузки на долото 5-6 тн. В единичных случаях для бурения под 102 мм "хвостовик" устанавливается насос НБ-125 с цилиндровыми втулками Ш 115 мм. Интенсивность промывки при этом составляет 9-9,5л/сек.
В горизонтальных скважинах бурение под 114 мм "хвостовик" из под башмака 168 мм эксплуатационной колонны производится долотами Ш 142,9 мм в компоновке с объёмными двигателями Д-105 Д-106, а также инструктивно изменённые эти же двигатели применяются отклонители кустарного (ОВУШ-105) и заводского изготовления (ШОР-105, ШОР-106, ДР-106), позволяющие набирать зенитный угол до 80 на 10 метров проходки. Интенсивность промывки такая же, что и при бурении под 102 мм "хвостовик". Осевые нагрузки на долота 8-10 тн.
Бурение скважин малого диаметра:
Бурение под направление Ш245 мм производится долотами 295,3 мм в сочетании с двухсекционным турбобуром №ТСШ1-240 (КНБК №6) с промывкой глинистым раствором плотностью 1,22 - 1,25 г/см3. Глубина спуска направления - 50-100 м. Производительность насоса У8-6МА2 при диаметре цилиндрических втулок 200 мм составляет 45,9 л/сек. Давление на стояке 50-60 атм.
Бурение под кондуктор Ш178 мм производится долотами Ш215,9 мм в сочетании с двухсекционными турбобурами 3ТСШ1-195 и ШО1-195 с промывкой глинистым раствором плотностью 1,22 - 1,25 г/см3. Производительность насоса У8-6МА2 - 29-37 л/сек (диаметр цилиндрических втулок 170 или 180 мм). Давление на стояке 90-110 атм. Осевые нагрузки на долота - 9-12 тн.
Бурение под 114 мм колонну осуществляется долотами Ш155,6 мм с промывкой технической водой и в продуктивных отложениях с промывкой полимер-солевым или глинистым растворами плотностью 1,16-1,2 г/см3 в сочетании с объёмными двигателями Д1-127 или ДР-127. Осевая нагрузка на долота до 10 тн. Подача насоса У8-6МА2 до 17 л/сек при Ш втулок 130 мм.
Бурение боковых наклонных стволов:
Бурение боковых наклонных стволов из нерентабельных скважин производится с буровых установок А-60/80 и АРБ-100 долотами Ш 142,9; 124 и 85 мм в сочетании с винтовыми двигателями Д-106, Д-105, ШОР-106, ДР-106 на бурильных трубах Ш73 и 60,3 мм. Промывка осуществляется от насоса НБ-125 и НБТ-235/40. в качестве промывочной жидкости применяется: техническая вода, полимер-солевой, полигликолевый, полисахаридный растворы плотностью соответственно 1,16-1,20 г/см3, 1,05-1,10 см3 и 1,02-1,05 см3. Режим промывки составляет 9,5-12 л/сек цилиндровых втулках насоса НБ-125 соответственно 115 и 127 мм и цилиндровых втулках 160 мм на насосе НБТ-235/40. Давление на стояке - 100-110 атм. Осевые нагрузки на долота Ш 124 мм - 5-6 тн, для долот Ш 142,9 мм - 8-10 тн.
4.3 Крепление скважины
Дополнительный ствол скважины в зависимости от геолого-технических условий может быть оставлен открытым или обсажен эксплуатационной колонной (хвостовиком) диаметром 114,3; 101,6 или 89 мм. Новая эксплуатационная колонна - в виде "хвостовика" может быть подвешена и зацементирована в "старой" эксплуатационной колонне с помощью специальных устройств подвески и герметизации.
Обсадные трубы должны быть испытаны на давление опрессовки не менее 1,5P рабочего расчетного давления при цементировании скважины, но не более допускаемого согласно ГОСТ.
Обратные клапаны, подвеска "хвостовика", башмачный патрубок должны быть опрессованы на давлениеРопр=1,5Ррасч
В процессе спуска каждая труба должна шаблонироваться жестким двойным шаблоном, диаметр которого на 3 мм меньше внутреннего диаметра обсадной трубы, а длина не менее 150 мм.
Крутящий момент до крепления резьбового соединения обсадных труб ключом УМК в процессе спуска в скважину должен соответствовать табл.3.
Таблица 3 - Крутящий момент до крепления резьбового соединения обсадных труб ключом УМК
|
Условный диаметр, мм |
73 |
89 |
102 |
114 |
||
|
Крутящий момент, Нм |
Минимальный |
900 |
1260 |
1725 |
1940 |
|
|
Максимальный |
1500 |
2110 |
2880 |
3240 |
В целях качественной герметизации резьбовых соединений целесообразно применять в процессе спуска "хвостовиков" уплотняющую резьбовую смазку (например, "П-1"-ТУ 13005298-002-96, с зарегистрированным товарным знаком).
Для качественного центрирования "хвостовика" в стволе скважины рекомендуется устанавливать жесткие центраторы ЖЦ в количестве и соотношениях согласно табл. 5.
1 - на последней обсадной трубе "хвостовика" на 1 м ниже муфты;
1 - на последней обсадной трубе выше вырезанного "окна" на 4-5 м;
1 - выше кровли продуктивного пласта на 4 м;
2 - на каждой обсадной трубе в зоне продуктивного горизонта.
Скорость спуска "хвостовика" не должна превышать 1 м/с.
При спуске необходимо следить за количеством выхода бурового раствора из скважины и своевременно и регулярно доливать в трубы буровой раствор.
Таблица 4 - Диаметр долот и обсадных колонн
|
Наименование |
Диаметр долота, мм |
|||||
|
112 |
120,6 |
132 |
139,7 |
146 |
||
|
Диаметр обсадной трубы, мм |
73,0 |
88,9 |
88,9; 101,6 |
101,6; 114,3 |
101,6; 114,3 |
|
|
Рекомендуемая длина центратора, мм |
110,0 |
120,0 |
130,0 |
140,0 |
150,0 |
|
|
Расчетный проходной диаметр ЖЦ, мм |
108,0 |
116,0 |
127,0 |
135,0 |
141,0 |
|
|
Номинальный зазор по трубе, мм |
19,5 |
15,85 |
21,55; 15,2 |
19,05; 12,7 |
22,2; 15,85 |
|
|
Номинальный зазор по муфте, мм |
11,5 |
6,3 |
12,0; 5,7 |
9,55; 6,35 |
12,7; 9,5 |
В процессе спуска "хвостовика" промежуточные промывки скважины проводить через 300 м в обсадной колонне и 150 м в открытом стволе скважины. Промывку проводить с расхаживанием инструмента на длину квадрата, не оставляя без движения более 5 мин.
После спуска "хвостовика" на забой скважины отбить забой и установить башмак "хвостовика". Провести промывку скважины в течение 1,5-2 циклов с расхаживанием инструмента на длину квадрата, не оставляя без движения более 5 мин.
Таблица 5 - Устройство для спуска, подвески и герметизации "хвостовиков"
|
Параметры |
Модель |
|||
|
ПХЦ-114/168 ПХЦ-102/146 Цементирование "хвостовика" |
УСПГХ-Ц-114/168 Манжетное цементирование "хвостовика" |
ПХН-114/168 ПХН-102/146 Без цементирования "хвостовика" |
||
|
Диаметр "хвостовика", мм |
114/102 |
114 |
114/102 |
|
|
Диаметр обсадной колонны, мм |
168/146 |
168 |
168/146 |
|
|
Диаметр колонны труб для спуска "хвостовика" в скважину, мм |
89 |
89 |
89 |
|
|
Максимальный наружный диаметр устройства (по центраторам), мм |
144/124 |
143 |
144/124 |
|
|
Проходной диаметр устройства, мм |
95 |
95 |
95 |
|
|
Длина устройства, мм |
3000 |
4800 |
3000 |
|
|
Грузоподъемность устройства, кН |
200 |
200 |
200 |
|
|
Максимальный перепад давления на пакерующий элемент, МПа, не менее |
30 |
30 |
30 |
|
|
Рабочая температура, "С |
120 |
120 |
120 |
Верхняя часть "хвостовика" ("голова") должна располагаться выше вырезанной части или "окна" на величину не менее 70 м.
В процессе спуска "хвостовика" на подвеске бурильных труб категорически запрещается вращать буровой инструмент.
Цементирование "хвостовика" проводится по специальному плану.
Способ отсоединения "хвостовика" от бурильного инструмента определяется в зависимости от конструкции используемой системы подвески и герметизации "хвостовика".
После отсоединения "хвостовика" обратной промывкой произвести срезку излишнего цементного раствора.
Поднять бурильный инструмент, скважину оставить на ОЗЦ в течение 24 часов.
После ОЗЦ для определения качества цементирования и разобщения пластов, высоты подъема тампонажной смеси за "хвостовиком" произвести ГИС радиоактивным цементомером ГГК, акустическим цементомером АКЦ, гамма-дефектомером, электротермометром.
После получения данных о хорошем качестве крепления опрессовать колонну.
4.4 Вскрытие продуктивного пласта
Проведение перфорации обсадной колонны. (см. п. XIV)
Перфорацию можно провести с помощью гидромеханического перфоратора табл. 6.
Заканчивание восстанавливаемых скважин может предусматривать спуск в зону продуктивного пласта заранее перфорированных обсадных труб диаметром 114 мм, 101,6 мм или 89 мм.
Для успешного Спуска обсадной колонны с перфорированным низом до намеченной глубины рекомендуется в фильтровой части колонны отверстия в трубах перекрывать жестко установленными полыми заглушками, которые крепятся за счет упругости материала или на резьбе.
Заглушки выполняются в виде стакана с внутренним диаметром не менее 10 мм, внутренняя полость может быть круглого вида или щелевидного сечения. Форма поперечного сечения внутренней полости заглушек и размеры щелей выбираются в зависимости от прочностной характеристики и гранулометрического состава пород коллектора.
Таблица 7 - Технические характеристики перфораторов
|
Наименование основных параметров и размеров |
Шифр перфораторов |
|||
|
ПГМ-102 |
ПГМ-114 |
ПГМ-146 |
||
|
Силовой агрегат |
||||
|
Максимальное рабочее давление, М Па |
12-13 |
10-11 |
9-10 |
|
|
Рабочая среда |
Техническая вода, буровой раствор, кислота и др. |
|||
|
Температура рабочей среды, К |
373 |
|||
|
Наружный диаметр, мм |
78 |
92 |
122 |
|
|
Длина, мм |
900 |
800 |
800 |
|
|
Масса, кг |
13 |
15 |
20 |
|
|
Перфоратор |
||||
|
Количество резцов, шт. |
2 |
2 |
2 |
|
|
Максимальный условный диаметр по вылету резцов, мм |
130 |
145 |
220 |
|
|
Сечение перфорированного канала, мм |
8Ч30 |
8Ч30 |
10Ч35 |
|
|
Габаритные размеры, мм: |
||||
|
максимальный диаметр |
78 |
92 |
120 |
|
|
длина |
350 |
400 |
460 |
|
|
Масса, кг |
15 |
15 |
25 |
|
|
Общая масса, кг |
28 |
30 |
45 |
Конструкция фильтровой части обсадной колонны позволяет осуществить промывку ствола скважины через башмак колонны в процессе ее спуска.
Последующее сообщение фильтра с коллектором проводится механическим разрушением донышек заглушек.
Возможна установка в отверстия фильтровой части обсадной колонны магниевых заглушек, которые после спуска обсадной колонны разрушаются под воздействием кислоты.
4.5 Освоение скважины после окончания бурения
Освоение скважины с боковым стволом проводят по технологии свабирования или компрессорным методом. В первом случае снижают уровень жидкости в скважине за счет откачки её свабом, во втором - заменяют раствор на аэрированную жидкость. Работы проводятся с целью уменьшения противодавления на пласт, что приводит к вызову притока нефти и скважина осваивается.
5. Обязанности бурового мастера
Осуществляет руководство работами по проводке скважин. Организует и контролирует своевременное поступление на буровую инструмента и материалов в соответствии с требованиями технологии бурения. Организует и контролирует соблюдение бригадой требований проекта на строительство скважин. Внедряет методы хозяйственного расчета. Обеспечивает безаварийную эксплуатацию средств измерений. Обеспечивает соблюдение бригадой требований геолого-технического наряда, режимно-технологической карты и графика буровых работ. Обеспечивает выполнение буровой бригадой производственных заданий, полную загрузку и эффективное использование оборудования, экономное расходование материалов, снижение себестоимости бурения. Контролирует правильность эксплуатации бурового инструмента. Обеспечивает внедрение передовой технологии проводки скважин и оптимальных режимов бурения, механизации и автоматизации трудоемких процессов. Своевременно подготавливает производство, обеспечивает расстановку рабочих. Контролирует соблюдение технологических процессов, оперативно выявляет и устраняет причины их нарушения. Осуществляет мероприятия по предупреждению брака и повышению качества работ. Принимает участие в приемке законченных работ. Осуществляет формирование бригад. Обеспечивает организацию равномерной работы рабочих бригады. Координирует деятельность обслуживающих бригад. Устанавливает и своевременно доводит производственные задания рабочим, звеньям (бригадам) в соответствии с утвержденными графиками производства. Ведет установленную документацию о работе оборудования и бурового инструмента. Составляет заявки на материалы, инструмент и оборудование для бригады. Ведет учет материальных ценностей, принимает меры по обеспечению их сохранности, своевременному и правильному списанию. Осуществляет производственный инструктаж рабочих. Проводит мероприятия по выполнению правил охраны труда, пожарной безопасности, охране окружающей среды, технической эксплуатации оборудования и инструмента, а также контроль за их соблюдением. Содействует развитию совмещения профессий, расширению зон обслуживания и применению других прогрессивных форм организации труда. Вносит предложения о пересмотре норматива численности и расценок, а также о присвоении рабочим разрядов в соответствии с Единым тарифно-квалификационным справочником работ и профессий рабочих. Принимает участие в тарификации работ. Анализирует результаты производственной деятельности, контролирует расходование установленного фонда заработной платы. Обеспечивает правильность и своевременность оформления первичных документов по учету рабочего времени, заработной платы, простоев. Содействует распространению передового опыта. Обеспечивает правильное и эффективное применение систем заработной платы и премирования. Принимает участие в осуществлении работ по выявлению резервов производства, в разработке мероприятий по созданию благоприятных условий труда, повышению культуры производства, рациональному использованию рабочего времени. Контролирует соблюдение рабочими производственной и трудовой дисциплины, правил внутреннего трудового распорядка. Премирует в установленном порядке передовиков производства, а также представляет предложения о поощрении отличившихся рабочих бригады или привлечении к дисциплинарной ответственности за нарушение производственной и трудовой дисциплины. Обеспечивает соблюдение требований по охране недр. Осуществляет подготовку бурового оборудования к передаче вышкомонтажной бригаде и его прием после вышкомонтажных работ, подготовку площадки после завершения буровых работ. Принимает участие в аттестации рабочих мест по условиям труда.
Должен знать: нормативные правовые акты, другие руководящие, методические и нормативные материалы вышестоящих органов, касающиеся производственно-хозяйственной деятельности буровой бригады; технологию буровых работ; техническую характеристику бурового оборудования и инструмента, правила их эксплуатации и ремонта; причины возникновения геологических и технических осложнений, способы их предупреждения и ликвидации, а также правила оформления документации; методы технического нормирования, применяемые при бурении материалы и правила их хранения; действующие положения об оплате труда и формы материального стимулирования; экономику, организацию производства, труда и управления; правила и нормы охраны труда и пожарной безопасности.
Квалификационные требования. Высшее техническое образование и стаж работы на бурении скважин не менее 1 года или среднее специальное образование и стаж работы на бурении скважин не менее 3 лет.
6. Материалы собранные для дипломного проектирования
Конструкция скважины с боковым стволом
Геолого-технический наряд скважины с боковым стволом
Технико-экономические показатели РИТС, ЦИТС
КНБК для бурения скважины
Технические средства для контроля траектории наклонной скважины
Технические средства для реализации технологии бурения наклонной скважины
Особенности технологии бурения наклонной скважины
Заключение
Малогабаритное бурение может значительно повысить эффективность буровых работ, а также снизить воздействие на окружающую среду. Сокращение продолжительности бурения и уменьшение численного состава буровых бригад может привести к уменьшению расходов на бурение на 50% и сократить зону бурения до 75%.
С появлением новых приемов, включающих в себя усовершенствованные морские буровые установки, устройства динамического позиционирования и сложные навигационные системы, заметно продвинулась и технология морского бурения. При работе на удалении от берега компании, ведущие буровые работы, сталкиваются с высокими температурами и с высоким давлением, которые могут ограничивать возможности существующей технологии бурения и заканчивания скважин.
Список использованных источников информации
1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - 6-е изд., перераб. и доп. М.: Издательский центр "Академия", 2007. - 352 с.
2. Годовой отчет базовых НГДУ, НЭГБ
3. Дорошенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и гаовых скважин. - Волгоград: изд. дом "ИнФолио", 2009. - 288 с.
4. Закон РБ " Об охране труда в Республике Башкортостан" (газета "Советская Башкирия"от 24.11.93
5. Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте (РД 08-435-02). М.: Государственное унитарное предприятие "Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России", 2002. Сер.08. Вып.7.
6. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов (РД 08-492-02). М.: Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России", 2004. Сер.08. Вып.8.
7. КЗоТ РФ. - М, "Приор", 1995.
8. Конституция РФ. - Москва, 1996.
9. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. - Уфа; БашНИПИнефть, 2012, - 704 с.
10. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности. РД 39 - 01/06 - 0001 - 89.
11. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). М.: Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России", 2004. Сер.08. Вып.4.
12. СП ННК - 2010, оформление технической документации
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.
презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014История бурения нефтяных и газовых скважин, способы их бурения. Особенности вращательного бурения. Породоразрушающие инструменты (буровые, лопастные, алмазные долота). Инструмент для отбора керна. Оборудование для бурения, буровые промывочные жидкости.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 27.09.2013Проблема сезонности бурения. Специальные буровые установки для кустового строительства скважин, особенности их новых модификаций. Устройство и монтаж буровых установок и циркулирующих систем. Характеристика эшелонной установки бурового оборудования.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 17.02.2015Задачи, объёмы, сроки проведения буровых работ на исследуемом участке, геолого-технические условия бурения. Обоснование выбора конструкции скважин. Выбор бурового снаряда и инструментов для ликвидации аварий. Технология бурения и тампонирование скважин.
курсовая работа [93,2 K], добавлен 20.11.2011Содержание, принципы, основные компоненты организации производственного процесса бурения. Методы организации и производственный цикл процесса бурения. Бурение нефтяных скважин. Меры по охране недр и окружающей среды. Влияние сероводорода на людей.
курсовая работа [72,1 K], добавлен 22.05.2009Схема колонкового бурения с применением буровой установки. Конструкция, назначение и классификация буровых вышек, буров, труб, долот. Причины аварий при различных способах бурения, способы их ликвидации. Режимы бурения нефтяных и газовых скважин.
реферат [662,7 K], добавлен 23.02.2009Проходка скважин станками шарошечного бурения. Буровой инструмент станков шарошечного бурения. Очистные комплексы и агрегаты для добычи полезного ископаемого. Условия применения очистных комплексов, их основные виды и характеристика особенностей.
реферат [1,3 M], добавлен 13.10.2013История развития, способы морского бурения и их основные различия между собой. Поиск, разведка и разработка нефти и газа в арктических условиях. Oсвоение минеральных ресурсов шельфа. Условия бурения и конструкции скважин на морских месторождениях.
реферат [839,3 K], добавлен 16.12.2014Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.
курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016Анализ техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины. Выбор типа долота и его промывочного узла. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 24.01.2023
