Отчет по практике 2021. Отчет по первой производственной практике направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Бурение нефтяных и газовых скважин
 Скачать 281.73 Kb.
|
|
8. Назначение шурфа. Шурф необходим для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб и в периоды, когда не производится бурение. Под шурф бурят турбобуром или ротором. Для забуривания под шурф турбобуром над устьем скважины предварительно собирают долото, турбобур и ведущую трубу. На линии, соединяющей центр скважины с правой опорой вышки (со стороны мостков) на расстоянии 1,5-2,0 м от оси скважины вырубают отверстие для шурфовой трубы. К той же опоре вышки временно на уровне 1,5-2,0 м от пола буровой привязывают ролик и пеньковый канат диаметром 28,5 мм и длиной 12-15 м. Забуривание под шурф производится в следующем порядке. Затаскивают турбобур с долотом в прорубленное под шурф отверстие. Корпус турбобура обвивается не менее чем тремя витками пенькового каната. При этом набегающий конец каната (по направлению вращения корпуса турбобура) должен быть привязан к опоре вышки, а сбегающий конец каната перекидывается через блочок и соединяется с контргрузом. Перемещение турбобура с ведущей трубой в вертикальном положении обеспечивается перепусканием витков пенькового каната при сохранении соответствующего натяжения. Шурф пробуривают глубиной 15-16 м. Затем в шурф опускают две свинченные обсадные трубы (двухтрубку) диаметром 273 мм, верхний конец двухтрубки снабжается козырьком для облегчения завода в шурф конца ведущей трубы. При бурении под шурф ротором привод его может быть осуществлен либо через лебедку, либо через индивидуальный привод. При бурении под шурф с приводом через лебедку ротор подтаскивают к месту шурфа и устанавливают наклонно, для чего под салазки ротора со стороны мостков подкладывают доску толщиной 90 мм. Вращение ротору передают при помощи цепи, надетой на цепное колесо малой скорости барабана лебедки. При бурении под шурф при помощи индивидуального привода ротор устанавливают и укрепляют на месте бурения шурфа на расстоянии 1,5-2,0 м от устья скважины. 9. Техника безопасности при бурении шурфа. 1. Запрещается нахождение рабочих во время бурения в непосредственной близости у устья шурфа. 2. После подъема бурового наконечника для очистки его от породы устье шурфа должно немедленно закрываться прочным щитом. Запрещается очистка и замена бурового наконечника при открытом устье шурфа. Для защиты бурильщика от ударов кусками породы во время механической очистки наконечника при помощи вращателя рабочее место должно быть ограждено специальным щитом. 3. После первоначальной углубки шурфа по проектному диаметру следует установить специальную опорную плиту для предохранения устья от обрушения. 4. По окончании буровых работ, а также во время перерывов в работе устье шурфа должно быть перекрыто щитом, закрепленным за опорную плиту. Крепление щита должно исключать возможность его отведения с устья. 5. Площадка у устья шурфа должна содержаться в чистоте и не быть скользкой. 6. Бурение шурфов в местах ожидаемого залегания газоносного или водоносного напорного пласта должно производиться при наличии утвержденного проекта, предусматривающего меры безопасности при работе в этих условиях. 10. Технология бурения участка набора кривизны наклонно-направленной скважины. Наклонно-направленной скважиной называется скважина, специально направленная в какую-либо точку, удаленную от вертикальной проекции ее устья. Наклонное бурение в настоящее время широко применяется при бурении скважин на нефть, газ и твердые полезные ископаемые. Существует два способа бурения наклонных скважин: -роторный, представляющий собой прерывистый процесс искривления ствола скважины последовательными зарезками (уходами в сторону); -забойными двигателями, обеспечивающий непрерывный процесс искривления ствола скважины. Отклоняющие устройства. Назначение отклоняющих устройств — создание на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины в целях искусственного искривления ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. Они отличаются своими особенностями и конструктивным выполнением. В турбинном бурении в качестве отклоняющих устройств применяют кривой переводник, турбинные отклонители типа ТО и ШО, отклонитель Р-1, отклонитель с накладкой, эксцентричный ниппель и др.; в электробурении — в основном механизм искривления (МИ); в роторном бурении — отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и др. Отклоняющие приспособления в роторном бурении. Отклонение ствола скважин от вертикали осуществляется с помощью клиновидных или шарнирных отклонителей. Отклонители применяют только в начальный момент для придания стволу скважины необходимого искривления. После того как ствол скважины отклонен в необходимом направлении, дальнейшие работы по искусственному искривлению ствола производят различными компоновками низа бурильной колонны при соответствующих режимах бурения. Применяют несъемные отклонители, остающиеся в скважине, и съемные, которые удаляют после того как пробурят в установленном направлении около 15м нового ствола. Несъемные отклонители применяются в обсаженных скважинах. Ориентированный спуск бурильной колонны в скважину. Бурение наклонной скважины по заданному профилю возможно в том случае, когда, начиная с момента забуривания, отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте. До набора кривизны в 5° ориентирование отклонителя производят путем непрерывного прослеживания с поверхности его положения в скважине во время спуска бурильной колонны. Известно много способов ориентированного спуска (визирование на один намеченный ориентир каждой бурильной свечи, спускаемой в скважину при помощи визирной трубы; непрерывное измерение теодолитом углов поворота свечей при спуске; по меткам на бурильных трубах и т.д.). В практике наклонного бурения наибольшее распространение получили методы прямого визуального ориентирования отклонителя путем прослеживания его действия при спуске инструмента по меткам. Для осуществления этого способа ориентирования первоначально бурильный инструмент подготавливают: наносят метки на замках бурильных труб по одной образующей. Для этого применяют специальные шаблоны: шаблон с уровнем или шаблон типа ОБШН. Компоновка низа бурильной колонны для безориентированного бурения. При каждом спуске любого из рассмотренных выше отклонителей требуется производить их ориентирование, т.е. устанавливать плоскость действия отклонителя в заданном азимуте. Эти работы занимают много времени и требуют большой тщательности, так как неправильная установка плоскости действия отклонителя может свести на нет все предыдущие работы по набору угла наклона. Способ безориентированного бурения наклонных скважин заключается в том, что после искривления ствола в нужном направлении на некоторый угол (не менее 5...6°) в процессе одного или двух рейсов с рассмотренными выше отклонителями последующее бурение осуществляют при помощи специальных компоновок низа бурильной колонны, не требующих ориентирования. Путем подбора компоновок можно увеличивать или уменьшать угол наклона скважины с различной интенсивностью при незначительном изменении азимута. Особенности технологии бурения наклонно-направленных скважин. 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 искривленный участки скважины бурят долотами одного и того же типоразмера, если окончание бурения вертикального участка ствола не было сопряжено со спуском колонны или кондуктора. Если при бурении мягких пород вертикальной части скважины допускается применение долот лопастного типа, то при бурении интервалов, характеризующихся набором кривизны, независимо от проходимых пород, рекомендуется применять трехшарошечные долота. Это обусловлено тем, что трехшарошечные долота при одних и тех же осевых нагрузках требуют меньших вращающих моментов, работают более плавно, и угол закручивания колонны бурильных труб от реактивного момента на турбине меняется в значительно меньших пределах, чем при бурении долотами лопастного типа. Продолжительность первого рейса в твердых и крепких породах ограничивается стойкостью долота, а в мягких породах — необходимостью контрольного замера кривизны и азимута ствола скважины. 11. Бурильный инструмент, технические характеристики. При бурении вращательным способом, как и сверлении отверстия в любом материале, необходимо, чтобы разрушающему инструменту (долоту, коронке, сверлу и т.п.) передавалось, во-первых, вращательное движение, во-вторых, нагрузка, обеспечивающая достаточный нажим на разрушаемый материал, а также были созданы условия для удаления разрушенных частиц вещества (породы). Исходя из этого применяют оборудование для бурения скважин, состоящее из ротора, вертлюга с буровым шлангом, буровых насосов и силового привода. В случае если долота приводятся во вращение не с поверхности земли, а непосредственно на забое, кроме перечисленного оборудования используют гидравлические забойные двигатели или электробуры. Табл. 11.1 Технические характеристики роторов различных конструкций
Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор - это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссии (табл. 11.1). Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может быть цепное колесо или полумуфта карданного вала. Стол ротора вращается на подшипниках качения. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия реактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопорным механизмом. При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку скорость вращения ротора изменяют при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не связывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при роторном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с лебедкой, привод к ротору. Вертлюг применяют для соединения талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает, во-первых, вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и, во-вторых, подачу через нее промывочной жидкости (табл. 11.2). Все вертлюги имеют принципиально общую конструкцию. Вертлюг состоит из двух узлов -- системы вращающихся и невращающихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части вертлюга подвешивают бурильную колонну. Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава). Буровой шланг состоит из внутреннего резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответственным числом промежуточных слоев резины, металлических плетенок и наружного слоя резины. В настоящее время применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 32, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги выпускаются длиной от 10 до 18 м с условными внутренними диаметрами 63, 80 и 100 мм. Для очень высоких давлений используют металлические шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом. В последнее время за рубежом, особенно при бурении на море, используются силовые вертлюги (верхний вращатель). Верхний вращатель бурильной колонны уже давно используется при бурении мелких скважин малого диаметра с передвижных буровых установок, где он установлен на подвижной траверсе, которая перемещается по вертикали при помощи гидроцилиндров. При бурении скважин на нефть и газ силовой вертлюг выполняет функции крюка, вертлюга, ротора, механических ключей. При его использовании не нужна бурильная ведущая труба и шурф под нее, а также намного облегчается труд помощника бурильщика, поскольку элеватор механически подается в необходимую позицию. Вместо наращиваний одиночками можно наращивать бурильную колонну трехтрубными свечами. Табл. 11.2 Технические характеристики вертлюгов, выпускаемых ОАО «Уралмаш»
При бурении осуществляется промывка скважины при помощи буровых насосов. Буровые насосы предназначены для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Для бурения используются только горизонтальные приводные двух- и трехцилиндровые поршневые насосы. Достаточно широко применяются трехцилиндровые (трехпоршневые) буровые насосы одностороннего действия. К основным отличиям и особенностям буровых насосов этого типа относятся: наличие трех цилиндропоршневых пар одностороннего Действия; повышенные линейные скорости поршней (число ходов в единицу времени) и связанная с этим необходимость установки во всасывающей трубе подпорного насоса; значительно меньшая степень неравномерности подачи жидкости и улучшенные динамические характеристики работы приводной и гидравлических частей. Подачей бурового насоса называют количество жидкости, подаваемое насосом в единицу времени. Завод «Уралмаш» выпускает буровые насосы двух типов: двух-поршневой насос двустороннего действия -- дуплекс УНБ-600А и трехпоршневые насосы одностороннего действия - триплекс УНБТ-950А, УНБТ-1180А1 и УНБТ-750 (табл. 11.3). Шифр насосов следует читать так: УНБ-600А - уралмашевский насос буровой мощностью 600 кВт; УНБТ-950А - уралмашевский насос буровой трехпоршневой мощностью 950 кВт. Эти насосы характеризуются оптимальными параметрами кривошипно-шатунного механизма, надежным исполнением гидравлической и механической частей, оборудованы компенсаторами на входе и выходе, системой смазки трущихся частей, консольно-поворотными кранами для облегчения работ по замене сменных деталей и узлов гидравлической части, а также автоматическими предохранительными клапанами. ОАО «Волгоградский завод буровой техники» выпускает трехпоршневые насосы одностороннего действия НБТ-475, НБТ-600-1 и НБТ-235, которые характеризуются оптимальными параметрами и конструкцией кривошипно-шатунного механизма, надежным исполнением механической и гидравлической частей, оборудованы пневматическими компенсаторами на входе и выходе и системой смазки трущихся частей. От буровых насосов промывочная жидкость по нагнетательной линии (манифольду) подается в буровой шланг и далее в вертлюг. В состав нагнетательной линии входят: компенсаторы, нагнетательный трубопровод, стояк и задвижки. Компенсаторы (воздушные колпаки) служат для уменьшения колебаний давления, вызываемых неравномерностью подачи промывочной жидкости буровыми насосами. Компенсатор представляет собой резервуар, в котором газовая подушка является своеобразной пружиной, смягчающей гидравлические толчки при движении неравномерно поступающей жидкости. Компенсаторы устанавливаются непосредственно на насосе. Нагнетательный трубопровод предназначен для подачи промывочной жидкости от насоса к напорному буровому рукаву. Нагнетательный трубопровод состоит из горизонтального и вертикального участков. На горизонтальном участке трубопровода монтируются патрубки для присоединения к насосам, обвязки противовыбросового оборудования, магистральные и пусковые задвижки и патрубок для манометра. Горизонтальный участок трубопровода выполняется с уклоном в сторону насосов для обеспечения стекания промывочной жидкости через пусковую задвижку, которая устанавливается в самой низкой точке трубопровода. Стояк - вертикальный участок трубопровода - в верхней части имеет горловину с фланцем для присоединения бурового шланга, а в нижней части -- патрубок с задвижкой для присоединения промывочных агрегатов и патрубок для манометра. На нагнетательном трубопроводе монтируют датчики давления и расхода бурового раствора. Нагнетательный трубопровод изготавливается из толстостенных стальных труб диаметром 114-146 мм, которые свариваются между собой в секции. Секции соединяются между собой при помощи фланцев или монтажных компенсаторов, а также резиновых высоконапорных шлангов. После сборки нагнетательные трубопроводы спрессовываются на полуторакратное рабочее давление. Пусковые задвижки предназначены для перевода бурового насоса с холостого хода на рабочий, а также для опоражнивания нагнетательного трубопровода во время остановки насоса. В процессе эксплуатации буровых насосов в нагнетательном трубопроводе может создаться давление, превышающее допустимое. Это может привести к разрыву напорной линии и самого насоса, к травмированию обслуживающего персонала. Для предупреждения аварий такого рода на каждом буровом насосе монтируется специальное устройство, в которое вставляется предохранитель -- тарированная на определенное давление пластина. Это устройство соединяется со сливной трубой, через которую при разрыве предохранительной пластины промывочная жидкость отводится в приемную емкость. Табл. 11.3 Параметры буровых насосов, выпускаемых ОАО «Уралмаш»
Буровые установки приводятся в действие силовыми приводами. Под силовым приводом понимается совокупность двигателей и регулирующих их работу устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механическую, управляющих преобразованной механической энергией и передающих ее к исполнительным механизмам буровой установки (насосу, ротору, лебедке и др.). Привод основных исполнительных механизмов буровой установки (лебедки, буровых насосов, ротора) называется главным приводом. В зависимости от вида двигателя и типа передачи он может быть электрическим, дизельным, дизель-гидравлическим, дизель-электрическим и газотурбинным. Наиболее широко применяются в современных буровых установках электрический, дизельный, дизель-гидравлический и дизель-электрический приводы. Табл. 11.4 Параметры буровых насосов, выпускаемых ВЗБТ
Технология бурения нефтяных и газовых скважин имеет свои особенности и предъявляет определенные требования к силовому приводу. В процессе бурения основная часть мощности потребляется буровыми насосами и ротором, а в процессе спускоподъемных операций - лебедкой и компрессором. Работа насосов в процессе бурения характеризуется постоянством нагрузки на силовой привод. Во время СПО привод имеет резко переменную нагрузку - от нулевой (холостого хода двигателей) до максимальной. При подъеме инструмента из скважины необходимо обеспечить в начале подъема каждой свечи плавное включение лебедки и постепенное увеличение скорости подъема, так как резкое включение и мгновенное увеличение скорости могут привести к разрыву талевого каната или поломке оборудования. При ликвидации аварий в скважине привод часто работает с резкопеременными нагрузками, превышающими расчетные. К силовому приводу буровых установок предъявляются следующие основные требования: соответствие мощности условиям работы исполнительных механизмов, гибкость характеристики, достаточная надежность и экономичность. Гибкость характеристики определяется способностью привода автоматически или при участии оператора быстро приспосабливаться в процессе работы к изменениям нагрузок и скоростей работы исполнительных механизмов при условии рационального использования мощности. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||