Бурение скважин. Отчет по практике бурение скважин содержание Введение Общие сведения о бурении скважин Классификация скважин по назначению

• Название: Отчет по практике бурение скважин содержание Введение Общие сведения о бурении скважин Классификация скважин по назначению
• Дата: 04.06.2020
• Размер: 183.11 Kb.
• Имя файла: Бурение скважин.docx
• Тип: Отчет; #128031

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РФ

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА: БУРЕНИЕ СКВАЖИН

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ

БУРЕНИЕ СКВАЖИН
Содержание
Введение

1. Общие сведения о бурении скважин

2. Классификация скважин по назначению

3. Виды и способы бурения

4. Основные способы бурения

4.1 Роторное бурение

4.2 Турбинное бурение

5. Классификация долот

5.1 долота с фрезеровочными зубьями

5.2 долота с твердоплавными зубьями

5.3 Лопасные долота

5.4 Шарошечные долота

5.5 Алмазные долота

6. Промывка и продувка буровых скважин

6.1 Промывка скважин

6.2 Основные типы промывочной жидкости и условия применения

7. Основные документы на строительство скважины

8. Состав буровой бригады

9. Охрана труда, природы и недр

9.1 Техника безопасности при бурении скважин

9.2 Производственная санитария

9.3 Методы по обеспечению пожарной безопасности

9.4 Охрана окружающей среды

10. Цементирование

10.1 Ступенчатое цементирование

10.2 Вторичное цементирование

Заключение

Введение
Производственная практика является неотъемлемой частью учебного процесса. Наша первая учебная практика проходит при кафедре бурения УГТУ.

Целью практики является закрепление полученных знаний и углубление их.

1. Общие сведения о бурении скважин

Буровая скважина проходит сквозь толщу горных пород, для того чтобы добраться до желаемого объекта - залежи рудного тела, нефти, газа, водоносного горизонта и т.д. Таким образом, скважина это искусственная выемка в горном массиве пород. В то же время, имеются близкие по назначению, но иной формы выемки - горные выработки (шахты, штольни, карьеры), от которых скважина существенно отличается наименьшим объемом выемки на глубину проходки. В этом смысле она наиболее экономичная и самая быстрая по достижению объекта вскрытия. В поперечном сечении скважина имеет форму круга, так как бурение осуществляется обычно способом вращения, при этом диаметр круга очень мал по сравнению с длиной скважины это первые сантиметры, реже десятки сантиметров при глубине бурения в сотни метров и даже несколько километров.

Бурение, особенно глубокое - достаточно сложное производство, требующее применения специальных технических средств, которые в комплексе именуют буровой установкой. В нее входят следующие главные узлы: буровая вышка (или мачта), энергетическое оборудование или силовой привод - двигатель, буровой станок и буровой насос. В зависимости от способа бурения и конструкции установки подразделяются на вращательные, ударные, вибрационные, турбинные и др. По способу транспортировки они также подразделяются на стационарные, передвижные, самоходные и переносные.

Классификация способов бурения. По характеру разрушения породы, применяемые способы бурения делятся на: механические - буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая её, и немеханические - разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на неё (термическое, взрывное и др.). Механические способы бурения подразделяют на вращательные и ударные (а также вращательно-ударные и ударно-вращательные). При вращательном бурении порода разрушается за счёт вращения прижатого к забою инструмента. В зависимости от прочности породы при вращательном бурении применяют буровой породоразрушающий инструмент режущего типа (Долото буровое и Коронка буровая); алмазный буровой инструмент; дробовые коронки, разрушающие породу при помощи дроби (Дробовое бурение). Ударные способы бурения разделяются на: ударное бурение или ударно-поворотное (бурение перфораторами, в том числе погружными, ударно-канатное, штанговое и т.п., при которых поворот инструмента производится в момент между ударами инструмента по забою); ударно-вращательное (погружными пневмо- и гидроударниками, а также бурение перфораторами с независимым вращением и т.п.), при котором удары наносятся по непрерывно вращающемуся инструменту; вращательно-ударное, при котором породоразрушающий буровой инструмент находится под большим осевым давлением в постоянном контакте с породой и разрушает её за счёт вращательного движения по забою и периодически наносимых по нему ударов. Разрушение пород забоя скважины производится по всей его площади (бурение сплошным забоем) или по кольцевому пространству с извлечением керна (колонковое бурение). Удаление продуктов разрушения бывает периодическое с помощью желонки и непрерывное шнеками, витыми штангами или путём подачи на забой газа, жидкости или раствора (Глинистый раствор). Иногда бурение подразделяют по типу бурового инструмента (шнековое, штанговое, алмазное, шарошечное и т.д.); по типу буровой машины (перфораторное, пневмоударное, турбинное и т.д.), по методу проведения скважин (наклонное, кустовое и т.д.). Технические средства бурения состоят в основном из буровых машин (буровых установок) и породоразрушающего инструмента. Из немеханических способов получило распространение для бурения взрывных скважин в кварцсодержащих породах термическое бурение, ведутся работы по внедрению взрывного бурения.

Бурение развивалось и специализировалось применительно к трём основным областям техники: наиболее глубокие скважины (несколько км) бурятся на нефть и газ, менее глубокие (сотни м) для поисков и разведки твёрдых полезных ископаемых, скважины и шпуры глубиной от нескольких м до десятков м бурят для размещения зарядов взрывчатых веществ (главным образом в горном деле и строительстве).

2. Классификация скважин по назначению

Скважины на нефть и газ, можно систематизировать следующим образом:

структурно-поисковые, назначение которых — установление (уточнение тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов) без дополнительного строительства скважин;
разведочные, служащие для выявления продуктивных объектов, а также для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;

добывающие (эксплуатационные), предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр. К этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и параметрические скважины;

нагнетательные, предназначенные для закачки в пласты воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны. Эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышение эффективности добычи;

опережающие добывающие, служащие для добычи нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;

оценочные, назначение которых — определение начальной нефтеводонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта (и проведение иных исследований);

контрольные и наблюдательные, предназначенные для наблюдения за объектом разработки исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта;

опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов, чтобы установить общие закономерности залегания горных пород и выявить возможности образования в этих породах месторождений нефти и газа.

3. Виды и способы бурения

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка без доступа в неё человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины.  Бурение скважины – процесс сооружения направленной горной выработки.  Начало скважины называется устье.  Цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин редко превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 м. Глубина скважины может быть от несколько десятков метров до несколько тысяч.

На устье скважины при бурении устанавливается устьевое оборудование.  Колонные головки, служащие для обвязывания обсадных колонн, контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.  Противовыбросовое оборудование, желобная воронка для обвязки скважины желобной системой являющейся составной частью циркуляционной системы.  Для эксплуатации скважин устанавливается фонтанная арматура -  фонтанная елка.

Весь цикл строительства скважин до сдачи их в эксплуатацию состоит из следующих основных последовательных этапов:

1. Строительство наземных сооружений, монтаж буровой установки.

2. Углубление ствола скважин, возможное только при двух параллельных протекающих процессов: углубление и промывка скважины.

К основным способам бурения относятся роторное бурение и бурение с применением забойных двигателей. Эти способы относятся к т.н. вращательному методу бурения, при котором скважина высверливается.  Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей промывочной жидкостью или нагнетаемой в скважину воздухом или газом. При роторном бурении двигатель находится на поверхности а при бурении с забойным двигателем двигатель перенесен в скважину.

К видом бурения относятся: вертикальное, наклонно направленное, кустовое, много забойное, бурение на акваториях.

4. Основные способы бурения

4.1 Роторное бурение

При роторном способе бурения основные режимные параметры - осевую нагрузку, частоту вращения долота, расход бурового раствора - можно изменять с пульта бурильщика, т.е. можно в определенных пределах одновременно повышать или понижать, фиксировать один из них на одном уровне и изменять уровни других. Это позволяет подбирать лучшие сочетания параметров для конкретных условий бурения. Осевая нагрузка устанавливается с учетом типа долота, механических свойств пород, других параметров режима бурения и определяется из расчета удельной нагрузки на 1 см диаметра долота, которую рекомендуется принимать при бурении очень мягких пород 500-1000 Н, мягких - 1000-2000, пород средней твердости - 2000-4000, плотных твердых пород -3000-6000 и твердых окремненных и кремнистых пород 9000-12000 Н.Для приработки опор шарошечных долот в течение первых 5-10 мин необходимо работать при пониженной осевой нагрузке. Следует иметь в виду, что механическая скорость проходки повышается с увеличением нагрузки на долото лишь до определенного предела. Чрезмерная нагрузка сопровождается уменьшением механическом скорости. Частота вращения долота принимается равной 20 -300 об./мин, за рубежом практикуется 25-40 об./мин. Это связано с тем, что снижаются затраты энергии на холостое вращение колонны, увеличивается долговечность долот и бурильных труб, уменьшаются вибрации и вероятность поломок труб. Мягкие породы бурят при больших частотах вращения долота и небольшой осевой нагрузке. В твердых породах частота вращения уменьшается, а нагрузка на долото увеличивается. Расход промывочной жидкости при роторном бурении определяют исходя из скорости выходящего потока, величина которой должна быть не менее 0,8-1,2 м/с. В мягких породах интенсивность шламообразования больше и поэтому значение скорости должно быть больше, чем при бурении твердых пород.

4.2 Турбинное бурение

При турбинном бурении основной параметр, от которого зависят остальные, - количество прокачиваемой промывочной жидкости. Изменение подачи промывочной жидкости влечет за собой изменение частоты вращения снаряда и изменение нагрузки, которую можно приложить к долоту. При постоянном расходе промывочной жидкости увеличение осевой нагрузки на долото вызывает автоматическое уменьшение частоты вращения вала турбобура. Постепенно изменения осевую нагрузку на долото, можно найти такую частоту вращения, при которой мощность и КПД турбобура, а также механическая скорость бурения достигают максимальной величины. На практике частоту вращения принимают равной 250-800 об./мин (с редукторами 200-300 об./мин). На рис. 1.1 приведена принципиальная схема наиболее простого по конструктивному исполнению турбобура Т12МЗ. Расход промывочной жидкости, обеспечивающий устойчивую работу турбобура, определяется его технической характеристикой. Количество промывочной жидкости, необходимое для очистки забоя от шлама, определяется по скорости восходящего потока, которая в зависимости от буримости породы принимается равной 0,8-1,5 м/с.
Рис. 1.1 ТурбобурТ12МЗ


1 — переводник; 2 — роторная гайка; 3 — кольца подпятников; 4 — стальные диски; 5 — разделяющие кольца; 6 — корпус статора; 7 — вращающийся ротор; 8 — корпус турбобура; 9 — стальная втулка; 10 — ниппель; 11 — нижняя опора; 12 — вал
Основные особенности режима бурения винтовыми двигателями связаны с их рабочими характеристиками, которые резко отличаются от характеристик турбобура. Относительно большой крутящий момент, низкая частота вращения и меньшая длина делают винтовой двигатель более предпочтительным при бурении высокоабразивных пород, при наборе зенитного угла наклонно направленных скважин. Перспективен такой двигатель и для бурения пластичных пород, залегающих на большой глубине, вследствие меньшего перепада давления, чем в турбобуре. С винтовым двигателем можно успешно использовать шарошечные долота с большим скольжением, долота ИСМ и алмазные. Одно из преимуществ бурения винтовым двигателем - возможность контроля отработки долота по изменению давления на стояке. По мере увеличения крутящего момента и изнашивания опор давление повышается. Расход промывочной жидкости может устанавливаться независимо от других режимных параметров. Как и при роторном бурении, при бурении электробуром избыточное давление насосов может быть использовано в насадках гидромониторных долот.

Использование телеметрической системы измерения положения ствола скважины и контроля положения бурильной колонны и отклонителя позволяет успешно применять электробур при проводке наклонно направленных скважин и борьбе с их произвольным искривлением при частом чередовании по твердости наклонно залегающих пород.
5. Промывка и продувка буровых скважин
5.1 Промывка скважин
Колонковое бурение производится с промывкой скважины. Основным назначением промывки является:

1.Очистка забоя скважины от разбуренной породы и вынос ее на поверхность.

2.Охлаждение породоразрушающего инструмента.

3.Укрепление стенок скважины от обрушения

Существует три способа промывки скважин: с выходом промывочной жидкости на поверхность земли: прямая, обратная и комбинированная.

Прямая промывка , когда промывочная жидкость, нагнетаемая насосом, проходит по колонне бурильных труб, затем (при бурении кольцевым забоем) между керном и колонковой трубой омывает забой, охлаждает породоразрушающий инструмент, захватывает с забоя частицы разрушенной породы, поднимается вверх по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины и, наконец, выходит на поверхность.

Достоинства прямой промывки: 1) буровой раствор, выходя из суженных промывочных отверстий коронки приобретает большую скорость и с силой ударяет о забой, размывая разбуриваемую породу, что способствует увеличению скорости бурения; 2) применяя специальные промывочные жидкости при бурении в сыпучих, рыхлых и трещиноватых породах обеспечивает закрепление стенок скважины путем скрепления частиц неустойчивой породы.

Недостатки прямой промывки: 1) возможен размыв стенок скважины при бурении в мягких породах вследствие большой скорости восходящего потока; 2) пониженный процент выхода керна в результате динамического воздействия струи на верхний торец керна, что приводит к его размыву; 3) при бурении скважин большого диаметра повышенный расход промывочной жидкости, необходимый для создания такой скорости восходящего потока, при которой все разбуренные частицы породы будут выноситься на поверхность. Прямая промывка имеет преимущественное применение в практике разведочного бурения.

Обратная промывка, когда промывочная жидкость движется к забою по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины, омывает забой, входит в отверстия породоразрушающего инструмента, при наличии керна проходит пo кольцевому зазору между керном и колонковой трубой, проходит по внутреннему каналу бурильной колонны и, обогащенная шламом, выходит на поверхность земли.

Достоинства обратной промывки: интенсивная очистка забоя от частиц разрушенной породы и возможность гидравлического транспорта кернов через бурильные трубы на поверхность. Основной недостаток обратной промывки — невозможность обеспечения нормального процесса бурения при наличии в разрезе поглощающих горизонтов, в которых теряется полностью или частично промывочная жидкость. В связи с более сложной организацией обратной промывки она имеет ограниченное применение.

Комбинированная промывка, когда движение промывочной жидкости над колонковой трубой осуществляется по схеме прямой промывки, а ниже с помощью специальных устройств по схеме обратной промывки. Техническое исполнение комбинированной промывки связано с применением устройств, преобразующих прямую промывку в обратную в призабойной зоне. Комбинированная промывка применяется с целью повышения выхода керна.
5.2 Основные типы промывочной жидкости и условия применения
1. Техническая вода (пресная, морская, рассолы) применяется при бурении в устойчивых породах.

2. Глинистые растворы применяются в трещиноватых, рыхлых сыпучих, плывучих и других слабоустойчивых породах для предотвращения обвалов, а также в трещиноватых скальных породах для борьбы с потерей циркуляции.

Кроме того, при бурении в особо сложных и специфических условиях применяют более сложные растворы с специальными добавками.:

1. Для приготовления легких химически аэрированных буровых растворов применяют глинопорошки, поверхностно-активные вещества (0,1—0,2%), реагенты-структурообразователи (каустическая сода 0,1—0,2%) или кальцинированная сода (0,5—2,5%).

2. Утяжеленные глинистые растворы применяются при вскрытии пластов с большим пластовым давлением для предупреждения выбросов из устья скважины фонтанной воды, нефти или газа. Для изготовления утяжеленного глинистого раствора к нему добавляют инертный порошкообразный материал — утяжелитель, изготовленный из тяжелых минералов: - барита (BaSO4); гематита (Fe2O3) и др.. После задавливания фонтана под действием гидростатического давления утяжеленного раствора, над устьем скважины устанавливают противовыбросную арматуру, промывают скважину облегченным аэрированным глинистым раствором или технической водой, удаляют утяжеленный раствор и фонтанирование скважины восстанавливается. бурение скважина долото

3. Эмульсионные буровые растворы. Эмульсией называется система, состоящая из двух (или нескольких) взаимно нерастворимых жидких фаз, одна из которых диспергирована в другой. Различают два типа эмульсии. Эмульсии первого рода — «масло в воде» (М/В), когда масло в водной среде находится в виде мельчайших шариков.

Эмульсии второго рода, называемые инвертными или обратными, — «вода в масле» (В/М), когда вода в виде мельчайших шариков распределена в масле. Для придания эмульсии устойчивости применяют специальные реагенты — эмульгаторы. Эмульсионные растворы первого рода нашли широкое применение при алмазном высокоскоростном бурении с целью гашения вибрации и снижения мощности на вращение бурильной колонны.

4. Растворы на нефтяной основе (РНО), применяют для вскрытия нефтяных и газовых пластов для сохранения их естественной проницаемости. Эти растворы сложны по своему составу, более дорогие, чем буровые растворы на водной основе.

5. Термостойкие промывочные жидкости

6. Классификация долот

Буровые долота - это особо сложные изделия, изготовленные из высококачественных сталей, твердых сплавов и других материалов, предназначены для сплошного бурения нефтяных, газовых, геологоразведочных скважин, а также скважин различного назначения в горнодобывающей промышленности и строительстве,

Правильное сочетание типа долота, вооружение шарошек которого наилучшим образом обеспечивает эффективное разрушение породы, схемы промывочных устройств, способа и параметров режима бурения, состава и свойств бурового раствора в основном определяют технико-экономические показатели бурения скважин.

Эффективность работы долот на забое в значительной степени зависит от очистки забоя. Нельзя допускать скопления выбуренной породы под долотом и вторичное перемалывание ее породоразрушающими элементами. Необходимо, чтобы разрушенная порода немедленно удалялась с забоя скважины, что достигается не только подачей к забою достаточного количества промывочной жидкости, воздуха или эмульсии, но и применением рациональных конструкций и схем расположения промывочных (продувочных) каналов в долоте.
6.1 Долота с фрезерованными зубьями
В последние годы номенклатура выпускаемых долот расширена за счет освоения гаммы долот с открытой (негерметизированной) опорой для высокооборотного бурения глубоких нефтяных и газовых скважин. Эти долота могут применяться при бурении на угольных карьерах, для бурения на воду разведочного бурения, в гражданском строительстве. Размерный ряд шарошечных долот с фрезерованными зубьями включает в себя долота от 76 до 660 мм.

Производится пять основных типов долот с фрезерованными зубьями: М, МС, С, СТ, Т

Вооружение выполнено в виде зубьев, выфрезерованных в теле шарошки. Первая шарошка (самая высокая) имеет полный основной конус и вершину зубья которой разрушают центральную зону забоя скважины. Две другие шарошки выполнены в форме усеченных конусов и вершин не имеют Боковая и тыльная поверхности фрезерованных зубьев долот в целях увеличения их долговечности и предупреждения преждевременного износа наплавляются зерновым твердым сплавом.
6.2 Долота с твердосплавными вставными зубками
Размерный ряд шарошечных долот с твердосплавным вооружением включает в себя долота диаметром от 76 до 660 мм.   Производится шесть основных марок долот с твердосплавными зубками для строительства скважин в нефтегазодобывающей промышленности, геологоразведке и строительстве: МЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К и ОК.

Рабочая часть долота каждого типа приспособлена для оптимальной работы в конкретных горно-геологических условиях.

Шарошки долот типов МЗ, МСЗ, 03, ТЗ и ТКЗ, предназначенные для бурения пород, обладающих абразивными свойствами, оснащены запрессованными в тело шарошки твердосплавными зубками, имеющими заостренную породоразрушаюшую поверхность.

Шарошки долот типов К и ОК имеют на всех венцах зубки из твердого сплава со сферической породоразрушающей поверхностью.

Высота твердосплавных зубков и их шаг по венцам максимальны в долотах, предназначенных для бурения мягких пород и изменяется до минимума в долотах для очень крепких пород.

Тыльные части шарошек армированы зубками с плоским торцом (калибровочные, защитные), запрессованными заподлицо с телом шарошек, а козырьки и спинки лап могут быть наплавлены зернистым твердым сплавом и(или) армированы твердосплавными зубками.
6.3 Лопастные долота
Лопастные долота (рис. 1,2) выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).
Рис. 1.2 Лопастное долото

 
1 - головка с присоединительной резьбой; 2 - корпус; 3 - лопасть;
4 - промывочное отверстие; 5 - твердосплавное покрытие;
6 - режущая кромка.
6.4 Шарошечные долота
Шарошечные долота (рис. 1,3) выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают .сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава.

НАИМЕНОВАНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД, ПРИ РАЗБУРИВАНИИ КОТОРЫХ ЭФФЕКТИВЕН ЭТОТ ТИП ДОЛОТА

М - Алевролит глинистый плотный, антрацит, аргиллит средней плотности, гипс плотный, рыхлые доломиты, змеевики с включением асбеста, змеевик отапькованный, известняк мягкий, конгломерат слабых осадочных пород на известково-глинистом цементе, карналлит мергель, сланец охристый, сланец углистый с прослойками глины, хлоритовый, серицитовый, тинистый, углистоглинистый, уголь.

МЗ - Колчедан зоны выветривания, ракушечник, сланец кварцево- серицитовый, сланец песчанистый слабый, соль каменная, опока тонкозернистая, мергель, брекчия, лимонит, крепкие угли.

С - Известняки, алевролиты, аргиллиты, конгломераты осадочных пород, песчаники слабосцементированные, доломиты, сланцы выветренные, сланцы охристые и углистые, угли средней крепости. Выветренные базальты, диабазы, габбро, пегматиты, порфириты, амфиболиты, туфы.

СЗ - Слабо окварцованные плотные известняки, окремненные глинистые сланцы, метаморфированные сланцы, песчаники аркозовые, магнезиты. Выветренные трещиноватые граниты, порфириты, гранодиориты, кварцевые породы - альбитофиры, порфиры.

Т - Альбитофиры, березиты плотные, базальты пористые, доломиты, известняки тонкозернистые, доломитизированные, очень плотные, сланцы окварцованные, сидериты липариты мелкозернистые, опоки кремнистые, пегматиты слюдистые, туфы порфировые, туфобрекчии альбитофиров, туфопесчаники, филлиты, фосфориты плотные окремненные.

ТЗ - Альбитофиры кварцевые, апатит березиты окварцованные, диабазы крупно- и среднезернистые, габбро, диориты твердые, дуниты среднезернистые, известняки окварцованные, песчаники среднезернистые плотные, сидериты окремненные, перидотиты, змеевик окремненный, березиты плотные, габброамфиболиты, гнейсы крупнозернистые и среднезернистые, доломиты окварцованные, известняки окварцованные, кварциты с сульфидами, магнезиты окварцованные, пегматиты слюдистые, пироксениты, порфириты среднезернистые, сиениты среднезернистые, титаномагнетитовая порода, фосфориты окремнелые.

ТКЗ - Базальты среднезернистые и мелкозернистые, габбро мелкозернистые, граниты мелкозернистые, гранодиориты мелкозернистые, гнейсы биотитовые, гнейсы пироксеновые, гнейсы кварцевые, джеспилиты плотные, диабазы мелкозернистые, диориты окварцованные, известняки кремнистые, пегматиты слабые, песчаники кремнистые плотные, порфиры кварцевые, порфиры мелкозернистые, роговики железистые, сиениты плотные мелкозернистые, сиениты нефелиновые, сланцы кремнистые яшмовидные.

К - Альбитофиры окварцованные, андезиты и базальты плотные, диабазы и габбро плотные, граниты крупно- и средне-зернистые, кварциты, песчаники кварцевые, порфириты и роговики плотные, скарны окремненные, яшма.

ОК - Андезиты сливные, джеспилиты сливные, кварциты, кремень, микрокварциты сливные, роговики магнетито-роговообманковые, магнетитовые скарны окремненные, титано-магнетитовые сливные породы, яшмы сливные, твердого сплава.
Рис. 1.3 Шарошечное долото


1 - корпус с резьбовой головкой;
2 - лапа с опорой; 3 - шарошка.
6.5 Алмазные долота
Алмазные долота (рис. 1,4) состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона - шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую. Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.
Рис. 1.4 Алмазное долото


1 - корпус; 2 - матрица; 3 - алмазные зерна.
Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200...250 ч непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число спускоподъемных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами.

Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.
7. Основные документы на строительство скважин
Основным документом на строительство скважины является практический проект. Технический проект может составляться на одну скважину или на группы скважин. Групповой технический проект составляется в случае если у скважин совпадают геологические условия бурения, цель бурения(кустовое бурение).

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПРОЕКТ СОСТОИТ ИЗ СЛЕДУЮЩИХ РАЗДЕЛОВ:

1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ- содержит информацию о геологическом строении месторождений. Полученной по раним пробуренным скважин или в результате проведения геолого-физических исследований(описание горных пород , их свойства, промысловые геофизические исследования и интервалы отбора керна.

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ-представлена информация и соответствующие расчеты по режиму бурения, сведения о бурильных и обсадных колонах и их расчеты на выносливость и прочность, технология цементирования обсадных колон.

3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ-на основе расчета выбирается буровая установка противовыбросовая оборудование, оборудование для приготовления и очистки бурового раствора, представлены схемы размещения технологического оборудования для проведения различных технологических операций( крепление скважин , испытание)

По мимо этих трех разделов в техническом проекте составляется свободный сметный расчет строительства скважины, так же представлены мероприятия по охране окружающей среды. Исходными данными для технического проекта является задание на проектирование.

Задание на проектирование выдается заказчиком и в нем указывается:

1.месторождение

2.геологическая характеристика

3.цель бурения

4.конечная глубина скважины

5.имеющиеся парк бурового оборудования и инструмент

Основным документом для работы буровой бригады является геолого-технический наряд(ГТН)

ГТН- составляется индивидуально для каждой скважины и состоит из двух частей геологической и технико технологической.
8. Состав буровой бригады
Руководит буровой бригадой – буровой мастер, отвечающий за все что происходит на площадке и поселке вахтавиков.

В буровой бригаде обычно три буровых вахты и одна запасная вахта на две бригады. Каждая вахта состоит из четырех человек.

1.Бурильщик (5 или 6 разряд) несет персональную ответственность за все , что происходит на буровой площадке. В его вахту во время бурения и спуска-подъемных операций находится за пультом бурильщика. Ведет записи о проделанной работе в журнале бурового мастера после каждой вахте.

2.Первый помощник бурильщика (4 разряд) следит за состоянием и исправностью бурового оборудования, осуществляет контроль параметры бурового раствора и принимает участие в его обработке. При проведении спускоподъемных операций работает в паре с третьим помощником буровика и осуществляет работы по свинчиванию и развинчиванию бурильных труб в случае необходимости может заменить бурильщика.

3.Второй помощник бурильщика(3-4 разряд). Он включает и выключает буровые насосы, участвует в работе по приготовлению , обработки, очистки бурового раствора при спускоподъемных операциях работает на верху – отцепляет и зацепляет трубы элеватора(свечи)

4. Третий помощник бурильщика (3 разряд) работает под руководством первого помощника бурильщика .Он следит за чистотой на буровой площадке и в домике отдыха.

Кроме буровых вахт в состав буровой бригады так же входят слесари по ремонту и обслуживанию оборудование, дизелисты или электромонтёры ( в зависимости от привода буровых установок ) , инженер по буровым растворам или лаборант – коллектор, повара, кочегары.

Буровая вахта длится от 8 до 12 часов. Процесс бурения ведется не прерывно, круглосуточно.

9. Охрана труда, природы и недр
9.1 Техника безопасности при бурении скважин
Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения не правильных приемов труда. При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников. Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ. Для того чтобы максимально снизить травматизм, необходимы – высокая квалификация рабочих, знания технологических особенностей бурения скважин, назначения, конструкции и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ. Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ, рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента – основные направления по повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной производственной обстановки на буровых предприятиях. За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условий труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и другой аппаратурой многих видов. Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов бурения сыграют немалую роль в деле снижения травматизма. При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями. Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.
9.2 Производственная санитария
По правилам производственной санитарии на буровой должны быть в наличии:

1. Культбудка;

2. Аптечка;

3. Бачок с питьевой водой;

4. Титан для кипячения воды;

5. Шкафы сушильные для спецодежды;

6. Душевая.

Рабочие места должны быть освещены в соответствии с нормами электрического освещения. Производственная санитария служит для практического использования научных положений гигиены труда и занимается изучением вопросов санитарного устройства, эксплуатации и содержания предприятия; разработкой требований; обеспечивающих нормальные условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории предприятия. Производственная санитария направлена на устранение факторов, неблагоприятно влияющих на здоровье трудящихся и создание нормальных условий работы на производстве.
9.3 Меры по обеспечению пожарной безопасности
При бурении нефтяных и газовых скважин опасность возникновения пожара связана с возможностью открытого газонефтяного фонтана из-за нарушения технологии бурения, неисправности ПВО или несвоевременного использования его для предупреждения выбросов и открытых фонтанов. Пожары на буровых установках могут возникать также в связи с применением нефти, дизельного топлива и других горючих материалов, вследствие нарушения правил хранения и использования этих материалов или правил монтажа и эксплуатации оборудования. Для обеспечения пожарной безопасности площадки, предназначенной для монтажа буровой установки, освобождается от наземных и подземных трубопроводов и кабелей, очищается от леса, кустарника, травы в радиусе не менее 50 м. Вокруг вышки и других наземных сооружении устраиваются площадки шириной 10 - 12 м. Сгораемые конструкции сарая обрабатываются огнезащитным составом. Топливная емкость для двигателей внутреннего сгорания располагается не ближе 20 м от помещения, в котором они установлены. Выхлопные трубы двигателей оборудуются искрогасителями, а выхлопные газы отводятся на расстояние не менее 15 м от устья скважины, 5 м от стены машинного сарая и 1,5 м выше конька крыши. В местах прохода выхлопной трубы через стены, полы и крышу помещения между трубой и сгораемыми конструкциями оставляется зазор не менее 15 см, а трубы обертываются асбестом. При использовании нефтяных ванн должны соблюдаться меры исключающие возможность выброса и разлива нефти. В частности, нефть закачивается в скважину по шлангам, изготовленных из специального каучука, или по металлическим шлангам с быстросъемными соединителями, а продавливается утяжеленным раствором. Трубы, по которым нефть наливается в емкости и перекачивается в скважину надежно заземляются. Пролитая нефть смывается струей воды, загрязненные места засыпаются песком или землей, помещения силового привода дизелей или электродвигателей тщательно проветриваются. При бурении скважин с применением промывочных растворов на углеводородной основе желобная система и приемные емкости закрываются с целью предотвращения испарения легких углеводородных фракций. Около подъездных путей к буровой и вокруг нее устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил техники безопасности. Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40м от буровой установки. На такое же расстояние удаляется промывочный раствор на углеводородной основе принимаются меры по предупреждению образовании искр и других источников воспламенения. В процессе бурения систематически измеряют температуру выходящего из скважины раствор.При бурении скважины с возможными газопроявлениями проводят непрерывный анализ воздуха на рабочей площадке с помощью газоанализатора. В случае увеличения концентрации газа в количестве 20% от нижнего предела принимают меры к выявлению и устранению мест утечек.

На бурящейся скважине должны находится следующие средства тушения:

1.Огнетушитель пенный ОХП-10 – 8 шт.

2.Ящики с песком – 5 шт.

3.Лопаты – 5 шт.

4.Ломы - 2 шт.

5.Багры – 2 шт.

6.Топоры – 2 шт.

7.Пожарные ведра – 4 шт.

На буровой установке должна быть предусмотрена возможность

тушения пожара с забором воды от водопровода.

9.4 Охрана окружающей среды
Озерная площадь нефти в административном отношении расположена на севере Пермского края на юго-западной окраине Красновишерского района, в 30 км южнее г. Красновишерска. Непосредственно на территории площади населенные пункты отсутствуют. Ближайший населенный пункт д. Немзя расположен в 1,6 км восточнее контура площади, другие населенные пункты (д. Котомыш, д. Кузнецово) удалены на расстоянии более 5 км от площади. Район площади характеризуется сложными геоморфологическими и инженерно-геологическими условиями: расположение в центральной части площади озера Нюхти (площадь зеркала 630 га), являющегося гидрогеологическим памятником природы, значительная заболоченность и заселенность, широкое развитие мощных торфяных отложений, проявление приповерхностных форм соляного карста, слабая естественная защищенность подземных вод от поверхностного загрязнения, наличие трещинно-разрывных зон в осадочном чехле, имеющих признаки флюидопроводимости. Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена вытекающим из озера Нюхти ручьем Исток, являющимся правым притоком р. Колынва. Вокруг озера расположена часть Гудборско-Колынвенского болота. Размер водосборной площади оценивается в 45 км2.Основной особенностью площади является его расположение в пределах государственного ландшафтного заказника областного значения «Нижневишерский», имеющего режим особого природопользования, Согласно положению о данном заказнике, хотя в его пределах и разрешены в ограниченных масштабах работы по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых площадей, но их проведение имеет ряд жестких ограничений, основными из которых является запрет на размещение нефтепромысловых объектов в водоохранных зонах водоемов и водотоков. В целях охраны недр и окружающей среды проектом предусматривается проведение комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти и газа, вследствие низкого качества проводки скважины и неправильной ее эксплуатации, в процессе испытания, что может привести к преждевременному обводнению и дегазации продуктивного пласта. С целью предотвращения выброса или открытого фонтана, пласты должны вскрываться на высококачественном глинистом растворе, параметры которого должны соответствовать регламенту, при наличии на устье ПВО. Проектом предусматривается проведение мероприятий по предупреждению порчи пахотных земель, загрязнения водоемов. На площадках под буровой предусматривается рекультивация земель. Перед началом буровых работ снимается плодородный слой земли и складируется во временные отвалы. После окончания работ производится захоронение производственного и бытового мусора, отходов бурения. Засыпаются и выравниваются ямы, котлованы. Плодородный слой возвращается из отвалов обратно. С целью предупреждения загрязнения водоемов используют систему замкнутого оборотного водоснабжения. Во избежание разлива горюче - смазочных материалов, глинистого раствора, нефти, вокруг буровой делаются обваловывание.

10. Цементирование

Устье скважины не может удерживать вес тысяч фунтов обсадных труб. Начиная с определенного места, обсадную трубу для дополнительной стабильности закрепляют на стенке ствола скважины. Для этого ее цементируют. Цементирование нефтяных скважин представляет собой процесс смешивания и вытеснения цементного раствора по обсадной колонне и вверх по кольцевому зазору снаружи трубы. После схватывания цемента образуется связка между трубой и породой.

Цементирование преследует несколько целей:

• прикрепляет трубу к скальной породе;

• защищает трубу и продуктивные пласты;

• герметизирует пласты, создающие неудобства, перед продолжением бурения;

• предохраняет зоны высокого давления от выбросов;

• обеспечивает опору для обсадной трубы;

• предотвращает коррозию труб;

• создает уплотнение на случай резкого скачка давления при продолжении бурения.

Цементирование делится на первичное и вторичное. Первичное цементирование проводится сразу после введения обсадной колонны в скважину, для того чтобы эффективно герметизировать и разделить каждую зону и защитить трубу. Вторичное цементирование выполняется после первичного. Обычно это часть ремонтных или восстановительных работ.

Первичное цементирование .Существует семь методов цементирования:

• одностадийное цементирование по обсадной колонне, называемое нормальной технологией вытеснения;

• многоступенчатое цементирование, применяемое на скважинах с критическими градиентами давления гидравлического разрыва пласта или если требуется тщательное цементирование последней обсадной колонны;

• внутри колонное цементирование через бурильную трубу (используется для колонн большого диаметра);

• многорядное цементирование (применяется для труб малого диаметра);

• обратная циркуляция в критических пластах;

• замедленное схватывание для критических пластов и для улучшения установки на место;

• цементирование снаружи кольцевого зазора по рабочей колонне для кондуктора и других труб большого диаметра.

Из приведенных методов основными являются одностадийное и ступенчатое цементирование. Одностадийное цементирование вслед за буровым раствором, но перед пробкой на забое в скважину закачивается буферная жидкость: 1500— 2500 л воды или химического реагента. Вода или химический реагент служат для промывки и создают пространство между буровым и цементным растворами. Они также помогают удалить спекшийся буровой раствор из ствола скважины и смывают глину перед цементным раствором, снижая таким образом загрязнение. Цементировочные заглушки обычно представляют собой алюминиевые чушки, завулканизированные в литую резину. Когда нижняя пробка достигает муфты с обратным клапаном, разрывается диафрагма, выпускающая цементный раствор вниз по обсадной колонне, а затем вверх по кольцевому зазору снаружи трубы. Прочно смонтированная верхняя пробка выпускается, когда замешан весь цемент. Она поступает вслед за цементным раствором. Цементный раствор подгоняется буровым раствором или другой жидкостью для вытеснения цемента вниз по обсадной колонне. Пробка обеспечивает полное отсекание, когда достигает муфты с обратным клапаном. Заглушка, содержащая цементировочную головку, применяется для сброса пробок. Повышение давления нагнетания служит сигналом того, что верхняя пробка достигла муфты с обратным клапаном. Такая ситуация называется стуком заглушки. Для гарантии хорошей циркуляции и вытеснения цемента обсадная труба приводится в возвратно-поступательное или вращательное движение или одновременно в оба. Они не прекращаются в течение всего времени, необходимого для циркуляции, замешивания цемента и вытеснения.
10.1 Ступенчатое цементирование
Данная технология используется для цементирования двух или более раздельных секций за обсадной колонной.

Это обычно требуется для последней обсадной колонны, которая могла бы вызвать разрушение пласта, если бы цемент вытеснялся со дна. Главной частью при этом является соединительный элемент с отверстиями, который размещается в назначенной точке колонны.

Вначале обычным способом цементируется нижняя часть колонны с использованием пробок, которые проходят через муфту для ступенчатого цементирования, при этом отверстия остаются закрытыми. Затем устройство для ступенчатого цементирования открывается гидравлически с помощью специальных заглушек, после этого флюид перекачивается через данное устройство на поверхность. Цемент вводится в верхнюю секцию через отверстия, которые затем закрываются последней пробкой, следующей за цементом.
10.2 Вторичное цементирование
Работы по вторичному цементированию проводятся после первичного цементирования. Оно может применяться для закупоривания открытой зоны, сухой скважины или для выдавливания цемента сквозь перфорацию. Вторичное (исправительное) цементирование отделяет зоны, дающие нефть и газ, от пластов, содержащих другие жидкости. Оно применяется также для:

• дополнения или восстановления первичного цементирования;

• ремонта поврежденной обсадной трубы или неправильно размещенных перфораций;

• уменьшения угрозы поглощения бурового раствора в открытой скважине при продолжении бурения;

• отказа от непродуктивной или истощенной зоны;

• изоляции участка перед перфорированием;

• гидроразрыва пласта.

Раствор под давлением закачивают через перфорационные отверстия. Скорость закачивания должна быть низкой, чтобы могло пройти обезвоживание и начальное схватывание. Подача раствора продолжается до достижения искомого давления прокачивания.
Заключение
За время прохождения практики, студенты приобретают опыт, а также применяют знания полученные а ВУЗе. На деле наблюдая работу всех составных частей буровой вышки.