Гидравлическая программа промывки скважины

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 9Следующая ⇒

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

- исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

- предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

- обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

- создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

- рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

- исключить аварийные ситуации при остановках, циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

11 – 3 назначение и конструкции буровых лебедок.

Буровая лебедка – основной механизм спуско – подъемной системы буровой установки.

Состоит из сварной рамы, на которой установлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач, тормозная система, включает ленточно – колодочный тормоз и вспомогательный тормоз ( регулирующий – гидромат), пульт управления, Все механизмы закрыты предохранительными щитами.

Конструкции буровых лебедок: одновальные - ЛБ -400, ЛБ – 750( глубина бурения до 2500м).

ЛБУ – 1100, ЛБУ – 1700 ( глубина бурения более 3000м) – они монтируются на отдельных рамах и соединяются стяжками с коробками передач, образуя подъемный агрегат.

12 – 1. Режим бурения, особенности бурения винтовым забойным двигателем.

Режим бурения – это параметры которые влияют на процесс разрушения г.п., их можно регулировать в процессе бурения в зависимости от геологических условий бурения.1. Осевая нагрузка.( кН)

2. частота вращения ПРИ( об/мин)

3. Количество бурового раствора, прокачиваемого в единицу времени.(л/с)

4. качество бурового раствора. ( плотность, вязкость, водоотдача,

содержание песка, СНС).

Винтовой забойный двигатель относиться к машинам объемного действия. По сравнению с другими типами забойных двигателей винтовой имеет ряд преимуществ:

низкая частота вращения при высоком крутящем моменте на валу двигателя позволяет получить увеличение проходки за рейс долота ( в сравнении с турбобуром)
возможность контроля за работой двигателя по изменению давления на стояке насосов.
перепад давления на двигателе создает возможность применения высокопроизводительных гидромониторных долот.

Двигатель состоит из статора и ротора и работает от подачи к нему промывочной жидкости.

Особенности бурения винтовыми забойными двигателями.

По своим энергетическим характеристикам винтовые забойные двигатели позволяют создавать на ПРИ высокие осевые нагрузки, однако приработку нового долота в течение 10 – 15 мин необходимо проводить при пониженных осевых нагрузках.

При выборе рациональных параметров режима бурения винтовым забойным двигателем учитывают особенности его характеристик:

1.пропорциональность частоты вращения расходу бурового раствора.

2. Сравнительно «жесткую » скоростную характеристику под нагрузкой.

3. линейная зависимость перепада давления на двигателе от момента на долоте.

При бурении винтовым забойным двигателем буровой инструмент необходимо подавать плавно, без рывков.

периодически инструмент следует проворачивать. Расход ПЖ при этом выбирают исходя из условий необходимой очистки забоя. По мере износа рабочей пары двигателя для сохранения его рабочей характеристики целесообразно увеличить расход ПЖ

на 20 – 25 % от начальной величины.

Для предотвращения зашламления двигателя перед наращиванием инструмента или подъемом его для замены ПРИ необходимо промыть скважину в призабойной зоне, затем приподнять инструмент над забоем на 10 – 12 м и только после этого остановить насосы и открыть пусковую задвижку.

12 -2

Ловильный инструмент. Для ловильных работ используют специальные (ловильные) инструменты самых различных типов и назначений. Остановимся на основных из них.

Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине колонны бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке или муфте. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а левые (на левых бурильных трубах) - для извлечения колонны по частям.

Ловильный метчик имеет форму усеченного конуса для врезания в детали замка бурильных труб при ловильных работах. На верхнем конце метчика нарезана резьба замка бурильных труб, а на нижнем конце - специальная ловильная резьба (правая или левая).

Колокола служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за исключением случаев, когда срыв резьбы возник со стороны ниппеля замка.

Если слом неровный с наличием лент или имеется трещина вдоль трубы, не перекрываемая колоколом, то для ловли необходимо применять «сквозной» (открытый) колокол с соответствующим патрубком или трубой. Для извлечения долота, оставшегося в скважине вследствие отвинчивания или срыва резьбы, применяют колокол-калибр.

Правые колокола используют при ловле правыми бурильными трубами всей оставшейся колонны, а левые - при ловле левыми бурильными трубами для отвинчивания части оставленной колонны.

Когда конец оставшейся в скважине бурильной трубы в результате слома оказался неровным и имеются продольные трещины, то применяют «сквозной» (открытый) шлипс с соответствующим патрубком или трубой для ловли за первую от сломанного конца муфты или за целую часть трубы. Шлипс позволяет промывать скважину через захваченную бурильную колонну. Если не удается поднять оставшуюся часть колонны, шлипс можно освободить.

Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под замок. Его применяют в основном там, где ловитель нельзя использовать, а колоколом и метчиком не удается соединиться с оставшейся на забое частью бурильной колонны и где длина колонны не превышает 400 м и она не прихвачена.

Овершот представляет собой корпус из толстостенной, обычно башмачной трубы, внутри которого приклепаны четыре стальные пружины. Верхние концы пружин отогнуты согласно размеру бурильных труб, для ловли которых предназначен овершот.

Наружную труборезку применяют в тех случаях, когда освободить прихваченную бурильную колонну при помощи нефтяных, водяных, кислотных ванн или торпедированием не удается и оставшиеся в скважине трубы не искривлены.

Удочку («ерш») используют для извлечения оставленного в скважине стального каната и каротажного кабеля. Удочку изготовляют наваркой крючков на стержень или на метчик в шахматном порядке или же из обсадной трубы, на теле которой делаются вырезы, загибающиеся внутрь. Запрещается спуск в скважину удочки («ерша») без специального хомута, ограничивающего пропуск этого инструмента в зону нахождения оставленного каната или кабеля.

Отводные крючки предназначены для центрирования оставшегося в скважине конца бурильных труб.

Диаметр (внешний) зева крючка обычно на 52 - 50 мм меньше диаметра скважины. На внутренней поверхности зева крючка перед спуском в скважину делают насечки, по сработанности которых судят (после подъема) о том, как работал крючок, касался он колонны или нет. Применять отводной крючок разрешается только при свободном дохождении его до «головы» слома.

Фрезер используют для частичного или полного удаления металлических выступающих частей или деталей. Работа фрезером (фрезерование) состоит в разрушении металлического объекта и превращении его в стружку. Внешняя форма фрезера зависит от его назначения:

а) фронтального действия: плоский; конический; и цилиндрический;

б) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса, конической, цилиндрическойи цилиндрическо-конической.

в) внутреннего воздействия: цилиндрическо-коническая форма и комбинированного воздействия.

Другие ловильные инструменты: печать – с помощью ее определяют характера слома оставшегося в скважине конца труб, паук – для ловли посторонних предметов на забое.

12 -3 Пневматическая система буровой установки.

Пневматическая система служит для дистанционного управления агрегатами и механизмами буровой установки при эксплуатации, а также для питания сжатым воздухом пневмораскрепителей, пневматических двигателей буровых ключей, применяемых при свинчивании и развинчивании труб.

В пневматическую систему входят:

1.Агрегаты и оборудование снабжения сжатым воздухом – компрессорные установки, воздухосборники ( ресиверы), охладители, устройства для очистки и осушения воздуха, предохранительные разгрузочные и обратные клапаны, клапаны – разрядники, вертлюжки, трубопроводы.

2. Исполнительные устройства – пневматические муфты, при помощи которых соединяются или разобщаются валы трансмиссий, и цилиндры, посредством которых приводятся в действие механизмы.

3. Управляющие устройства – краны различных конструкций, вентили и регуляторы, смонтированные на пультах, при помощи которых управляют оборудованием буровой установки.

4. Контрольно – измерительные приборы для контроля за исправностью – манометры.пневмосистемы.

компрессоры – для выработки сжатого воздуха.

воздухосборники – для накопления сжатого воздуха и выравнивания давления в системе пневмоуправления.

охладители – для охлаждения сжатого воздуха, который идет от компрессоров к воздухосборникам.

12 – 4

Предупреждение ГНВП при ликвидации аварий в скважине со вскрытым продуктивным горизонтом.

13 – 1. Назначение, принцип действия и конструкция электробура.

Электробур – это буровая забойная машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение ПРИ.

Электроэнергия к электробуру подается по кабелю, подведенному к буровому шлангу, соединенному посредством токоприемника с кабелем, вмонтированным в бурильные трубы. Токоприемник представляет собой систему контактных колец и щеток, которые помещены в герметично закрытом корпусе ( против попадания ПЖ).Кабель вмонтирован в бурильные трубы отрезками, которые при свинчивании труб автоматически соединяются специальными муфтами, укрепленными в бурильных замках.

Электробур состоит из маслонаполненного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделем. Вращающий момент двигателя передается на вал шпинделя через зубчатую муфту. Стык валов уплотняется шарнирной втулкой с резиновыми кольцами. через центральное отверстие в валах двигателя и шпинделя пропускается буровой раствор.

Для снижения частоты вращения долота и повышения вращающегося момента, подводимого к долоту, применяют редукторы – вставки, которые установлены между двигателем и шпинделем.

13 – 2 Технология бурения наклонного участка ствола скважины.

При бурении наклонно – направленной скважины верхнюю часть скважины бурят обычным методом. При этом режим бурения как правило, ничем не отличается от режима бурения для вертикальных скважин. Вертикальный и наклонный участок скважины бурят долотами одного и того же типоразмера, если окончание бурения вертикального участка ствола не было сопряжено со спуском колонны или кондуктора.

Обычно стремятся при первом, максимум при втором рейсе набрать 5 градусов с тем, чтобы в дальнейшем пользоваться забойным ориентированием БК. Если замеры показывают, что интенсивность искривления недостаточна, то при следующем рейсе забойный двигатель спускаю с отклонителем, обеспечивающим более интенсивное искривление, и наоборот, если интенсивность искривления ыла чрезмерной, с забойным двигателем спускаю отклонитель, обеспечивающий меньший набор искривления. В случае незначительного отклонения азимута искривления от проектного его можно корректировать в процессе последующих долблений. Если же в силу каких – либо причин полученный азимут резко отличается от проектного, то следует поставить цементный мост и забурить ствол в нужном азимуте.

Особое внимание при наклонно – направленном бурении должно быть обращено на качество бурового раствора. При больших искривлениях индикатор веса часто не отражает фактической нагрузки на забой скважины, что объясняется передачей части массы БК на стенки скважины. В этих случаях необходимо периодически приподнимать и иногда проворачивать БК.

13 – 3 Комплекс механизмов для автоматизации СПО.

СПО – спуско – подъемные операции. Для механизации СПО применяют механизмы в различных комбинациях, а для тяжелых условий труда – автоматические системы АСП( автомат спуско – подъема). В механизированных системах используются обычные талевые системы и СПО ведутся без совмещения по времени отдельных операций. При системах АСП совмещаются операции спуска ненагруженного элеватора с отвинчиванием и установкой свечи при спуске БК или подачи к ротору и свинчивание свечей. Это требует применения более широкого кронблока и талевого блока.

В АСП применяют: Автоматический элеватор для захвата, подъема и переноса свечей.

Пневматический клиновой захват - для удержания БК в роторе.

АКБ – автоматический ключ бурильщика – для свинчивания и

развинчивания свечей.

Центратор – для удержания свечей в вертикальном положении.

Механизм захвата свечи.

Механизм подъема свечи

Механизм переноса свечи.

Управление механизмами АСП осуществляется с поста бурильщика, где находятся пульт в том числе и пульт управления АСП.

13 -4 Первоочередные действия буровой вахты при возникновении ГНВП в процессе бурения или промывки.

В процессе бурения или промывки скважины:

а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

в) после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;

г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

д) при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются и ведется наблюдение за давлением в скважине, при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;

ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.

14 – 1 Режим бурения. Особенности бурения электрическим забойным двигателем.

2. частота вращения ПРИ( об/мин)

3. Количество бурового раствора, прокачиваемого в единицу времени.(л/с)

4. качество бурового раствора. ( плотность, вязкость, водоотдача,

содержание песка, СНС).

Особенности бурения электробуром:

Мощность электробура практически не зависит от количества и свойств бурового раствора и глубины погружения турбобура.
частота вращения вала электробура не зависит от количества и свойств БР и незначительно зависит от нагрузки.
количество прокачиваемого раствора определяется условиями нормальной очистки забоя независимо от мощности, развиваемой турбобуром
отсутствие вращения БК и особенности конструкции электробура позволяют при помощи специальной аппаратуры в процессе бурения наклонных скважин осуществлять контроль за углом наклона и азимутом, а также устанавливать отклонитель в нужном направлении и корректировать его положение в процессе бурения.
Наиболее применимы для бурения глубоких скважин с применением утяжеленных буровых растворов; наклонных скважин; опорно – технологических скважин.

Правила безопасности при электробурении:

Все токоведущие части должны быть изолированы, металлические части, которые могут оказаться под напряжением должны быть заземлены.
Наружный кабель, подводящий электроэнергию к токоприемнику, должен крепиться к буровому рукаву.
На вышке должно быть сигнальное устройство, показывающее разорвана наземная питающая цепь электробура или нет.
В питающей цепи электробура должна быть защитная аппаратура, срабатывающая при увеличении тока больше допустимого.
Кроме всего этого необходимо соблюдать правила техники безопасности, относящиеся к бурению скважин на нефть и газ.

2. Технология бурения горизонтального участка скважины.

Скважины с горизонтальным участком ствола, сооружаемые в Западной Сибири, имеют комбинированный профиль. До кровли продуктивного пласта скважина буриться с интенсивностью искривления до 2 град/10 м (большой радиус кривизны по американской классификации). Зенитный угол скважины доводится при этом до 60-65^О. В продуктивном пласте интенсивность искривления ствола составляет 8-10 град/10 м, и зенитный угол доводится до 90^О, а далее продолжается бурение горизонтального интервала длиной до 1000 м.

До кровли продуктивного пласта или несколько выше бурят обычную вертикальную скважину. Далее используя специальные компоновки низа бурильной колонны бурят горизонтальный участок скважины. Основной частью компоновок является короткий забойный двигатель, сравнительно небольшая масса и малая длина коротких турбобуров позволяет эффективнее использовать момент упругих сил, создаваемых обычными отклонителями. Горизонтальная часть ствола скважины достигает многих сотен метров. При бурении горизонтальных скважин используют специальный магнитный переводник с несколькими магнитами, размещенными в вертикальной плоскости, и специальный инклинометр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах.

3. Назначение, конструкция обслуживание ротора БУ.

Ротор.Индивидуальный привод ротора. Эксплуатация и техническое обслуживание ротора.

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешенной БК с частотой вращения 30 – 300 об/мин при роторном бурении или для восприятия реактивного крутящего момента при бурении гидравлическими забойными двигателями.Они служт также для поддержания на весу бурильных или обсадных труб, устанавливаемых на стол ротора на клинья при СПО.Привод ротора осуществляется цепной передачей от лебедки или от карданной передачи от КПП. Индивидуальный привод от электродвигателя постоянного тока, расположенного под полом буровой.

Эксплуатация и ТО ротора.

9. Горизонтальность стола ротора проверяют по уровню, центр проходного отверстия должен строго совпадать с геометрической осью скважины.

10. Ведущее колесо на валу лебедки и ведомое цепное колесо на ведущем валу ротора должны находиться в одной плоскости без перекосов.

11. Следить за температурой и уровнем масла в процессе эксплуатации.

12. Если в процессе работы ротора наблюдаются рывки, сильный нагрев корпуса, стуки или другие неполадки ротора то работа ротора должна быть прекращена и устранена причина.

13. Систематически очищать ротор снаружи от раствора и грязи.

14. Проверять состояние стопорного механизма.

15. проверять легкость вращения стола ротора.

16. смазка ротора по заводской инструкции

Первоочередные действия буровой бригады при возникновении ГНВП в процессе СПО.

При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны;

а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

б) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;

Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с п. 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны).

15 – 1. Способы первичного цементирования скважин.

При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают такой способ который должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 8 9 Следующая ⇒