Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

для выполнения операций технологии вращательного бурения требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. центральным звеном бурового комплекса является буровая установка.

рис. 4.1. буровая установка

буровая установка – это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.

современные буровые установки включают следующие составные части:

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

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

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

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

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

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

состав и компоновка буровой установки показаны на рис. 4.1.

Кустовые основания строительство буровой установки, монтаж ее на точке бурения скважины задача не простая. западная сибирь покрыта многочисленными болотами и реками. летом болота практически непроходимы для наземного транспорта, а в зимнее время промораживаются не более чем на 20 –30 см из-за высоких теплоизолирующих свойств торфяного слоя. весной высокие речные паводковые воды подтопляют нефтяные площади. быстрая изменчивость погоды, неравномерное выпадение осадков и труднодоступность 80-85 % территории – отличительные особенности западной сибири.

в нефтепромысловом районах томской области, например, насчитывается 573 реки (превышающих в длину 20 км), крупных озер (площадью 5 и более км²) 35, а знаменитое васюганское болото занимает 53000 км², что в 1,5 раза больше площади озера байкал.

эти условия на первых порах значительно осложнили организацию буровых работ в новом нефтяном регионе. так при освоении мегионского месторождения основные объемы бурения выполнялись в зимнее время. все необходимое оборудование завозилось заранее по зимним трассам и после окончания строительства скважин консервировалось до наступления следующего зимнего сезона и ввода трасс в эксплуатацию.

сезонность в строительстве нефтяных скважин вызвала необходимость разработки и создания на заболоченных и затопляемых участках специальных искусственных сооружений для круглогодичного ведения буровых работ с последующей многолетней эксплуатацией при нефтедобыче. возрастающие объемы буровых работ и большие затраты ресурсов на строительство искусственных сооружений привели к целесообразности их сочетания с кустовым бурением. так были созданы кустовые основания.

высокие темпы и масштабы освоения нефтяных месторождений западной сибири выявили ряд научно-технических проблем, решение которых позволило разработать технические средства для проводки наклонно-направленных скважин и контроля их пространственного положения, различные конструкции крупноблочных буровых оснований, специальные буровые установки для строительства кустовых скважин.

кустовое строительство скважин имеет ряд существенных достоинств. прежде всего это значительное сокращение материальных и трудовых затрат на строительство и инженерное обустройство кустовых оснований, подъездных путей и трасс, особенно в условиях заболоченных территорий и бездорожья. кроме того, существенно уменьшаются затраты на промысловое обустройство скважин, сооружение нефтегазосборных сетей, энергоснабжение промысловых объектов, ремонт и эксплуатационно-техническое обслуживание скважин.

для кустового бурения скважин в западной сибири предназначена установка бу-3000 эук-1м с эшелонным расположением оборудования.

на рис. 4.2. приведена типовая схема кустового основания для томского региона.

1. основание кустовое

2. амбар шламовый.

3. въезд № 2.

4. обваловка.

5. настил для складирования цемента.

6. жилой городок.

7. стеллаж для труб.

8. амбар для стоительства водозаборной скважины

9. котлован-септик для хозяйственно-бытовых отходов.

10. водозаборная скважина.

11. блок вышечно-лебедочный.

12. блок очистки глинистого раствора.

13. блок емкостей.

14. блок насосный

15. блок компрессорный.

16. распределительное устройство крнб.

17. мост приемный.

18. емкость нефтяная.

19. установка котельная.

20. емкость водяная.

21. высоковольтное распределительное устройство (рву).

местоположение кустового основания (ко) намечается:

- за пределами водо-охранной зоны, установленной для каждой конкретной реки или другого водоема, заказников; на расстоянии не менее 50 м от линий электропередач; на расстоянии не менее 60 м от магистральных нефтепроводов; на расстоянии не менее 50 м от внутрипромысловых дорог. местоположение ко задается: географическими координатами x и y центра ко;дирекционным углом направления движения станка (ндс), который отсчитывается от направления на север по часовой стрелк в соответствии с «нормами отвода земель для строительства нефтяных и газовых скважин» сн-459-74 для строительства эксплуатационных нефтяных скважин бу-3200/200 эук-1м площадь ко определяется: 18000 + ах2000, м²,

где а – число скважин на кустовом основании.

минимальное расстояние между соседними нефтяными скважинами -5 м, между батареями скважин –15 м.

поверхность ко должна выполняться горизонтально. рабочая площадка для размещения и передвижения буровой установки выполняется с уклоном i = 0,01 в сторону шламового амбара (ша) для обеспечения поверхностного водостока. допускается уклон рабочей площадки по ходу движения буровой установки в пределах 1 –1,5 мм на 1 м.

по периметру ко выполняется обваловка из глинистого грунта, которая в нижней своей части примыкает к гидроизоляционному слою в основании насыпи и образует вместе с ним гидравлически замкнутое пространство в теле ко. высота обваловки над рабочей поверхностью ко составляет 0,7 м, ширина бровки по верху – 1м.

конструкция кустового основания (ко) должна обеспечить нормальные условия для строительства скважин и их дальнейшей эксплуатации, а также изоляцию токсичных отходов бурения от окружающей природной среды (опс).

выбор конструкции ко осуществляется в зависимости от гидрогеологических условий и данных инженерно-геологических изысканий.

обследование кустовых площадок, расположенных в болотистой местности и в пойменной части месторождений, рекомендуется проводить в летнее время, когда имеются лучшие условия для визуальной оценки характера местности, свойств торфов и переувлажненных грунтов.

применяемые конструкции ко на нефтепромысловых объектах западной сибири подразделяются на следующие виды:

- лежнево-насыпные; насыпные; намывные; естественные; с торфом в теле насыпи;

экспериментальные (например, с применением нетканых синтетических материалов).

наиболее сложное по конструкции лежнево-насыпное ко применяется на болотах. предусматривается двухслойная укладка лежневого настила. в первом нижнем слое укладывается продольный (по отношению к линии ндс) лежневый настил из бревен вразгон через 1 м. во втором верхнем слое укладывается сплошной поперечный (по отношению к линии ндс) лежневый настил во весь “хлыст” (рис 4.3.).

перед строительством ко в зимний период производится предварительное проморажи-вание торфяного основания.

на лежневый настил отсыпается гидроизоляционный слой из глинистого грунта толщиной 0,5 м с последующим уплотнением.

окончательное земляное полотно кустового основания формируется отсыпкой слоя песка толщиной не менее 0,7 м.

для повышения устойчивости насыпи на слабом основании (торфе) предусматривается использование метода постепенного загружения - предварительной консолидации, осуществляемой путем послойной отсыпки и уплотнения грунта с толщиной каждого слоя 0,3 – 0,5 м. указанный метод обязателен при отсыпке участка ко по линии ндс шириной 20 м.

высота отсыпки насыпи на болотах определяется с учетом кончной осадки торфа под действием веса грунта, бурового оборудования и труб.

Спускоподъёмный комплекс буровой установки (рис. 4.4.) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебёдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. подвижный конец а каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец б – через приспособление 7 к основанию вышки. к талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. в настоящее время талевый блок и подъёмный крюк объединены в один механизм – крюкоблок.

4.3. комплекс для вращения бурильной колонны

на рис. 4.5 представлен комплекс для вращения бурильной колонны. в его состав входит ротор 2, расположенный на полу буровой 1, вертлюг 6, подвешенный на крюке крюкоблока 8. вертлюг посредством гибкого бурового рукава 4 и стояка 7 передаёт буровой раствор под давлением в бурильную колонну. посредством вращателя 2 и квадратной ведущей трубы 3 крутящий момент ротора передаётся бурильной колонне и не передаётся талевой системе.

4.4. насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.

на рис. 4.6. показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 мпа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, убт и забойному двигателю 9) к долоту 10. на этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8.

поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.

нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. манифольд оборудуется задвижками и контрольно – измерительной аппаратурой. для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.

Насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.

на рис. 4.6. показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 мпа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, убт и забойному двигателю 9) к долоту 10. на этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8.

поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.

нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. манифольд оборудуется задвижками и контрольно – измерительной аппаратурой. для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.

Режимные параметры и показатели бурения

эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород.

выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные на стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять. первые называются управляемыми. определённое сочетание их, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения.

режим бурения, обеспечивающий получение наилучших показателей при данных условиях бурения, называется оптимальным. иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи – проводка скважины через поглощаюшие пласты, обеспечение минимального искривления скважины, максимального выхода керна, качественного вскрытия продуктивных пластов. режимы бурения, при которых решаются такие задачи, называются специальными. каждый параметр режима бурения влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного параметра зависти от уровня другого, то есть наблюдается взаимовлияние факторов.

выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения.

проходка на долото hд (м) очень важный показатель, определяющий расход долот на бурение скважины и потребность в них по площади и убр в целом, число спо, изнашивание подъемного оборудования, трудоемкость бурения, возможность некоторых осложнений. проходка на долото в большей мере зависит от абразивности пород, стойкости долот, правильности их подбора, режимов бурения и критериев отработки долот.

механическая скорость (vм):

vм = hд / тм

где hд - проходка на долото, м; тм - продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.

таким образом, vм - средняя скорость углубления забоя. она может быть определена по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей скважине lс, по убр и т.д.:

vм = lс / тм

выделяют текущую (мгновенную) механическую скорость:

vм = dh / dt

при известных свойствах горных пород механическая скорость характеризует эффективность разрушения их, правильность подбора и отработки долот, способа бурения и режимных параметров, величину подведенной на забой мощности и ее использование. если в одинаковых породах и интервалах одной скважины скорость ниже, чем в другой, надо улучшать режим. изменение текущей механической скорости связано с изнашиванием долота, чередованием пород по твердости, изменением режимных параметров в процессе отработки долота, свидетельствует о целесообразности подъема долота.

рейсовая скорость

vр = hд / (тм + тсп). 1. влияние режимных параметров на показатели бурения

5.1.1. влияние осевой нагрузки

разрушение горной породы на забое механическим способом невозможна без создания осевой нагрузки на долото. на рис. 5.1. показана зависимость механической скорости бурения vм от осевой нагрузки g на трёхшарошечное долото при проходке мягких (кривая 1), средней твёрдости (кривая 2), твёрдых (кривая 3) и крепких (кривая 4) пород при неизменной низкой (до 60 об/мин) частоте вращения и достаточной промывке за короткий промежуток времени, когда изнашиванием долота можно пренебречь.

как видно из рисунка, механическая скорость непрерывно возрастает с увеличением осевой нагрузки, но темп её роста для мягких пород более быстрый, так как больше глубина погружения зубьев при одинаковой нагрузке. на стенде, и в промысловых условиях наблюдается изменение темпа роста vм от g при переходе от разрушения пород истиранием при небольшой осевой нагрузке к разрушению пород в усталостной и объёмной областях при больших нагрузках.

если скорость вращения долота неизменна и обеспечивается достаточная чистота забоя, величина углубления за один оборот у возрастает с увеличением удельной осевой нагрузки руд так, как это показано на рис. 5.2. (кривая оавс). при весьма малой нагрузке напряжение на площадке контакта зуба шарошки с породой меньше предела усталости последней; поэтому при вдавливании происходит лишь упругая деформация породы (участок оа). разрушение же породы в этой зоне, которую обычно называют областью поверхностного разрушения, может происходить путём истирания и, возможно, микроскалывания шероховатостей поверхности при проскальзывании зубка.

если нагрузка более высокая (участок ав), то давление на площадки контакта зубка с забоем превышает предел усталости, но меньше предела прочности породы. поэтому при первом ударе зубка по данной площадке происходит деформация породы, возможно, образуются начальные микротрещины, но разрушения ещё не происходит. при повторных ударах зубков по той же площадке начальные микротрещины развиваются вглубь до тех пор, пока при очередном ударе не произойдёт выкол.

чем больше действующая на зубок сила, тем меньше ударов требуется для разрушения. эту зону называют областью объёмно – усталостного разрушения.

при более высоких нагрузках разрушение породы происходит при каждом ударе зубка. поэтому участок правее точки в называют областью эффективного объёмного разрушения породы.

в области оа углубление за один оборот у мало и возрастает очень медленно, пропорционально удельной нагрузке на долото руд. под удельной нагрузкой понимают отношение нагрузки на долото g к его диаметру. в области усталостного разрушения углубление растет быстрее увеличения удельной нагрузки и зависимость между ними имеет степенной характер. в области эффективного объёмного разрушения породы углубление за один оборот быстро возрастает – примерно пропорционально удельной нагрузке (или несколько быстрее), если обеспечена достаточная очистка забоя.

характер зависимости между углублением за один оборот долота у и удельной нагрузкой руд существенно изменяется, как только очистка забоя становится недостаточной и на нём скапливаются ранее сколотые частицы, которые не успели переместиться в наддолотную зону. такие частицы дополнительно измельчаются при новых ударах зубков шарошек по забою. поэтому с ухудшением очистки забоя прирост углубления за один оборот долота с увеличением удельной нагрузки будет уменьшаться.

так, согласно кривой оавде, полученной при бурении с секундным расходом промывочной жидкости q₁, углубление за 1 оборот быстро возрастает, до тех пор, пока удельная нагрузка не превышает р¹¹¹уд. при нагрузках выше р¹¹¹уд прирост углубления сначала замедляется, а затем (правее точки f) углубление за один оборот уменьшается из-за ухудшения очистки забоя. в случае же увеличения секундного расхода до q₂ влияние ухудшения очистки забоя становится заметным при более высокой удельной нагрузке (правее точки g на кривой авgh).

где hд - проходка на долото, м; тм – продолжительность работы долота на забое, ч;

тсп – продолжительность спуска и подъема долота, наращивания инструмента, ч.

рейсовая скорость определяет темп углубления скважины, она показывает, что темп проходки ствола зависит не только от отработки долота, но и от объема и скорости выполнения спо. если долго работать изношенным долотом или поднимать долото преждевременно, то vр снижается. долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости, обеспечивает наиболее быструю проходку ствола.

средняя рейсовая скорость по скважине выражается:

vр = lс / (тм + тсп)

Влияние режимных параметров на показатели бурения Влияние осевой нагрузки

разрушение горной породы на забое механическим способом невозможна без создания осевой нагрузки на долото. на рис. 5.1. показана зависимость механической скорости бурения vм от осевой нагрузки g на трёхшарошечное долото при проходке мягких (кривая 1), средней твёрдости (кривая 2), твёрдых (кривая 3) и крепких (кривая 4) пород при неизменной низкой (до 60 об/мин) частоте вращения и достаточной промывке за короткий промежуток времени, когда изнашиванием долота можно пренебречь.

как видно из рисунка, механическая скорость непрерывно возрастает с увеличением осевой нагрузки, но темп её роста для мягких пород более быстрый, так как больше глубина погружения зубьев при одинаковой нагрузке. на стенде, и в промысловых условиях наблюдается изменение темпа роста vм от g при переходе от разрушения пород истиранием при небольшой осевой нагрузке к разрушению пород в усталостной и объёмной областях при больших нагрузках.

если скорость вращения долота неизменна и обеспечивается достаточная чистота забоя, величина углубления за один оборот у возрастает с увеличением удельной осевой нагрузки руд так, как это показано на рис. 5.2. (кривая оавс). при весьма малой нагрузке напряжение на площадке контакта зуба шарошки с породой меньше предела усталости последней; поэтому при вдавливании происходит лишь упругая деформация породы (участок оа). разрушение же породы в этой зоне, которую обычно называют областью поверхностного разрушения, может происходить путём истирания и, возможно, микроскалывания шероховатостей поверхности при проскальзывании зубка.

если нагрузка более высокая (участок ав), то давление на площадки контакта зубка с забоем превышает предел усталости, но меньше предела прочности породы. поэтому при первом ударе зубка по данной площадке происходит деформация породы, возможно, образуются начальные микротрещины, но разрушения ещё не происходит. при повторных ударах зубков по той же площадке начальные микротрещины развиваются вглубь до тех пор, пока при очередном ударе не произойдёт выкол.

чем больше действующая на зубок сила, тем меньше ударов требуется для разрушения. эту зону называют областью объёмно – усталостного разрушения.

при более высоких нагрузках разрушение породы происходит при каждом ударе зубка. поэтому участок правее точки в называют областью эффективного объёмного разрушения породы.

в области оа углубление за один оборот у мало и возрастает очень медленно, пропорционально удельной нагрузке на долото руд. под удельной нагрузкой понимают отношение нагрузки на долото g к его диаметру. в области усталостного разрушения углубление растет быстрее увеличения удельной нагрузки и зависимость между ними имеет степенной характер. в области эффективного объёмного разрушения породы углубление за один оборот быстро возрастает – примерно пропорционально удельной нагрузке (или несколько быстрее), если обеспечена достаточная очистка забоя.

характер зависимости между углублением за один оборот долота у и удельной нагрузкой руд существенно изменяется, как только очистка забоя становится недостаточной и на нём скапливаются ранее сколотые частицы, которые не успели переместиться в наддолотную зону. такие частицы дополнительно измельчаются при новых ударах зубков шарошек по забою. поэтому с ухудшением очистки забоя прирост углубления за один оборот долота с увеличением удельной нагрузки будет уменьшаться.

так, согласно кривой оавде, полученной при бурении с секундным расходом промывочной жидкости q₁, углубление за 1 оборот быстро возрастает, до тех пор, пока удельная нагрузка не превышает р¹¹¹уд. при нагрузках выше р¹¹¹уд прирост углубления сначала замедляется, а затем (правее точки f) углубление за один оборот уменьшается из-за ухудшения очистки забоя. в случае же увеличения секундного расхода до q₂ влияние ухудшения очистки забоя становится заметным при более высокой удельной нагрузке (правее точки g на кривой авgh).

Влияние частоты вращения долота с изменением частоты вращения долота меняется число поражений забоя зубками шарошечного долота.