Отчет по учебной практике в управлении буровых работ(УБР)

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

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

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

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

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

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

   Подготовка  к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки.

   Назначение  направления описано выше. Его  верхний конец соединяют с  очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.

   Затем бурят шурф для ведущей трубы, в него спускают обсадные трубы. Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

   В ходе пробного бурения проверяется  работоспособность всех элементов  и узлов буровой установки.

   Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.

   Во  время бурения происходит непрерывный  спуск (подача) бурильного инструмента  таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

   В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф—слегка наклонную скважину глубиной 15...16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят до забоя. После этого бурение продолжают.

                         9. Осложнения, возникающие при бурении

   В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности  обвалы пород, поглощения промывочной  жидкости, нефте-, газо- и водопроявлений, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.

   Обвалы  пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды).

   Характерными  признаками обвалов являются: значительное повышение давления на выкиде буровых  насосов;

• резкое повышение вязкости промывочной жидкости;

• вынос  ею большого количества обломков обвалившихся пород и т. п.

   Поглощение  промывочной жидкости — явление, при котором жикость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

   Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.

   Для предупреждения поглощения применяют  следующие методы:

• промывка облегченными жидкостями;

• ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих  жидкость (за счет добавок в нее  инертных наполнителей—асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана;)

• повышение  структурно-механических свойств промывочной  жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т. п.). Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при приводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа—непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

   К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

•  правильный выбор плотности промывочной  жидкости;

•  предотвращение понижения ее уровня при подъеме  колонны бурильных труб и при  поглощении жидкости.

   Прихваты  бурильного инструмента  возникают по следующим причинам:

•  заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной  породы в случае прекращения циркуляции;

• образование  на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения.

   Ликвидация  прихватов — сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать  все возможные меры, чтобы их избежать. Аварии при бурении можно разделить на четыре группы:

1) аварии  с долотами (отвинчивание долота  при спуске инструмента вследствие  недостаточного его закрепления,  слом долота в результате перегрузки и т. д.);

2) аварии  с бурильными трубами и замками  (слом трубы но телу; срыв резьбы  труб, замков и переводников и т. д.);

3) аварии  с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и  т. д.);

4) аварии  с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб  в скважину и т. д.).

   Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты: шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

   При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин, т. е. отклонение их ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т. д.

   Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. К геологическим —относятся наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими искривлению скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т. д. К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород.

   В соответствии с перечисленными факторами  принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных  геологических условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:

•  монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими условиями;

•  тип  долота выбирать соответственно типу пород;

•  снижать  нагрузку на долото и т. д.

                      

           
 

          1.2  Учебная практика в нефтегазодобывающем  управлении.

          1. Оборудование и работа фонтанных и газлифтных скважин.

                                   Фонтанная эксплуатация.

   Способ  эксплуатации скважин,  при котором  подъем нефти или смеси нефти  с газом от забоя на поверхность  осуществляется за счет природной энергии, называется фонтанным.

   Если  давление столба жидкости, заполняющей  скважину, меньше пластого давления и призабойная зона не загрязнена, то жидкость будет переливаться через устье скважины, т.е. фонтанировать. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.

   На  глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, последний начинает выделяться из нефти в виде маленьких пузырьков. По мере продвижения вверх пузырьки газа испытывают все меньшее давление, в результате чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси жидкости и газа становится все меньше и меньше. Общее давление столба газо-жидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины.

   При всех способах эксплуатации, в том  числе и при фонтанном, подъем жидкости и газа на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными. В зависимости от способа эксплуатации их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, а также подъемными (лифтовыми).

   Общесоюзным стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб следующих  условных диаметров (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм. Длина одной трубы составляет 5—-8,5 м (в среднем 8 м). Трубы изготовляют бесшовными, т. е цельнотянутыми из сталей высокопрочных марок. На концах каждой трубы нарезают одинаковую резьбу. На один ее конец, на заводе навинчивают муфту, чтобы при свинчивании трубы, со свободным концом другой трубы муфта не отвинчивалась.

   При фонтанной эксплуатации в большинстве  случаев применяют насосно-компрессорные  трубы диаметрами 60, 73 и 89 mm, а для высокодебитных скважин — диаметрами 102 и 114 мм. Трубы обычно спускают до фильтра.

   Применение  подъемных труб при фонтанной  эксплуатации: диктуется следующими соображениями.

1. Облегчаются   работы  по  освоению  скважины, так как два самостоятельных  каналов в ней (подъемные трубы  и затрубное  пространство)   позволяют  заменять  глинистый  раствор в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъемные трубы позволяют осваивать скважину при помощи компрессора.

2. Рациональное  использование  энергии  расширяющегося  газа, так как при подъеме смеси  по каналу с незначительной площадью   поперечного   сечения   (подъемные   трубы)   резко сокращаются потери нефти при стекании ее по стенкам труб л уменьшаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем   при  фонтанировании   через  эксплуатационную   колонну, а следовательно, в большей степени уменьшается удельный вес газа. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом значении пластового давления.