МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело профиль «Бурение нефтяных и газовых скважин» Отчет проверил «___»___________20___г Отчет защищен «___»___________20___г с оценкой ________________ ________________ Ижевск 2017 г. 1 _______________ Оглавление ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 2 Основные понятия о нефтяном и газовом месторождении ................................ 5 Геологическая характеристика продуктивных горизонтов ................................ 6 Схемы заводнения ................................................................................................... 7 Оборудование для поддержания пластового давления ....................................... 8 Система трубопроводов ППД ............................................................................. 9 Насосные станции и установки для закачки воды .......................................... 10 Оборудование фонтанной скважины, наземное и подземное .......................... 11 Оборудование скважины наземное и подземное при добыче нефти штанговыми глубинными насосами .................................................................... 14 Наземное оборудование ..................................................................................... 15 Подземное оборудование .................................................................................. 15 Оборудование скважины наземное и подземное при добыче нефти нештанговыми глубинными насосами ................................................................ 16 Подземное оборудование .................................................................................. 16 Наземное оборудование ..................................................................................... 17 Конструкция скважины ........................................................................................ 20 Виды подземного и капитального ремонта скважин......................................... 20 Типы буровых установок...................................................................................... 22 Характеристики буровых установок ................................................................ 23 Классификация буровых установок ................................................................. 23 Методы монтажа буровых установок ................................................................. 24 Параметры буровых вышек.................................................................................. 25 Назначение ротора, буровых насосов ................................................................. 26 Тип привода буровых установок ......................................................................... 27 Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения ............................ 28 Системы контроля над процессом бурения ........................................................ 31 Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин ............................... 33 Заключение ............................................................................................................ 34 Список использованной литературы ................................................................... 35 2 Введение Я, Петрова Дарья Алексеевна, проходила практику на нефтеперекачивающей станции с. Малая Пурга ПАО «ТранснефтьПрикамье» с 27 июня по 8 июля 2017 года. Основные направления деятельности компании: Оказание услуг в области транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов в Российской Федерации и за ее пределы; Проведение профилактических, диагностических и аварийновосстановительных работ на магистральных трубопроводах; Организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах размещения объектов трубопроводного транспорта. Целями первой учебной практики является закрепление и углубление теоретической подготовки обучающегося, а также приобретение им общекультурных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций в области профессиональной деятельности. Задачами первой учебной практики (по получению первичных профессиональных умений и навыков) являются: закрепление теоретических знаний, полученных при изучении базовых дисциплин; освоение приемов и методов восприятия, обобщения и анализа информации в области профессиональной деятельности; изучение основных практических навыков в будущей профессиональной деятельности; ознакомление с буровой организацией, задачами, функционированием и технологическим оснащением основных звеньев этого производства. Во время практики преимущественно занималась систематизацией рабочей и отчетной документации. За время практики изучила структуру предприятия и координацию отделов, освоила основные принципы документооборота, составления отчетности и договоров. 3 4 Основные понятия о нефтяном и газовом месторождении Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоносности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного. В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утверждённая приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г. По величине извлекаемых запасов: уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа; крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа; средние — от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа; мелкие — от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа; очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа По фазовому соотношению нефти и газа: нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи; нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %; газовые, содержащие только газ; газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом; нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат. По количеству залежей выделяют однозалежные и многозалежные месторождения. Гигантское месторождение Боливар в Венесуэле содержит 325 залежей. По генетическому положению выделяют месторождения платформ и месторождения складчатых областей. Платформенные месторождения содержат 96 % запасов нефти и 99 % газа. Именно на платформах во всем мире сосредоточено большинство гигантских месторождений: на Восточно5 Европейской, Аравийской, Африканской, Сибирской, Североамериканской платформах месторождения основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире. Западносодержат Геологическая характеристика продуктивных горизонтов Горные породы, способные вмещать нефть, газ, воду, быть их хранилищем и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Большинство пород – коллекторов имеет осадочное происхождение. Нефть и газ содержатся в терригенных коллекторах, таких как пески, песчаники, алевролиты, и в карбонатных коллекторах – известняки, доломиты, мел. Породы коллекторы должны обладать емкостью, т. е. системой пор, трещин и коверн. Не все породы, обладающие емкостью, являются коллекторами. Поэтому важно знать не только пористость коллекторов, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от поперечных( к направлению движения углеводородов) размеров пустот в породе. Принято подразделять коллекторы на три типа: гранулярные или поровые ( только обломочные горные породы), трещинные ( любые горные породы) и каверновые ( только карбонатные породы). Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости. Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Особенности карбонатных пород — ранняя литификация, избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах. Емкость порового коллектора называется пористостью. Для характеристики пористости применяется коэффициент пористости, который 6 показывает, какую часть от всего объема горной породы составляют поры. Ее разделяют на общую открытую и эффективную. Важным показателем, характеризующим свойства горной породы пропускать нефть, газ и воду, является проницаемость. Это проницаемость породы, при фильтрации через образец которой площадью один квадратный метр, длиной один метр и перепаде давления один паскаль расход жидкости вязкостью один паскаль умноженный на секунду составляет один кубометр разделенный на секунду. Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов часто изменяется в одном и том же пласте. Величина пористости и проницаемости влияет на конечное нефтеизвлечение. В процессе разработки месторождений с целью увеличения пористости и проницаемости проводят различные ГТМ. Удержание и скопление нефти и газа в горных породах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми породами – покрышками. В качестве покрышек могут быть глины, гипсы, ангидриды. Схемы заводнения Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивные пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды бывает: законтурное заводнение; приконтурное заводнение; внутриконтурное заводнение. Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины и ее закачку целесообразно начинать с самого начала разработки месторождения. При законтурном заводнении закачка воды осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между ними определяется в технологической схеме разработки месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400-800 м от внешнего контура нефтеносности для создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения. Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами. 7 Недостатки законтурного заводнения: повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания, замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин. Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины бурятся внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта. Такое заводнение называют приконтурным заводнением. Оно применяется на небольших по размерам залежах, при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью. Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение. При таком заводнении нагнетательные скважины бурятся внутри контура нефтеносности. В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут через одну скважину, а промежуточные скважины ряда, эксплуатируются временно как добывающие. По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. оно применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате, обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины, системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. Оборудование для поддержания пластового давления Система поддержания пластового давления (ПДД) представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, 8 транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать: необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами; подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физикохимическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов; проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом; герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод; возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин. Система ППД включает в себя следующие технологические узлы: систему нагнетательных скважин; систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт. Система трубопроводов ППД К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся: нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины); водоводы низкого давления (давление до 2 МПа); водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами); внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов). Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества. 9 Подача воды на блочные кустовые насосные станции (БКНС) осуществляется из нескольких источников: по водоводам низкого давления подается пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС)); по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин; из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода. Из БКНС рабочий агент (вода) через водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин подается для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. Насосные станции и установки для закачки воды Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся, в основном, на центробежных поршневых насосных агрегатах. К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин. Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов ЦНС-180 и ЦНС-500. В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний. Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия. Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия – обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403 . Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь. Электропровод и кабели уложены в металлических коробах, стальных трубах, гибких металлорукавах. В БА электропроводы (стянутые в жгуты) и кабели проложены в лотках под настилом, доступ к которым осуществляется через люки. Работа станции происходит следующим образом. Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, 10 где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины. Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор. Насосные агрегаты с насосами ЦНС 180-1900 и ЦНС 180-1422 снабжены индивидуальными маслосистемами, обеспечивающими принудительную подачу масла для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя. В БА установлена аппаратура, обеспечивающая пуск, контроль основных параметров и эксплуатацию станции, аппаратуры распределения электроэнергии, щитов управления двигателями, отопления и дренажных насосов. Измерение, запись давления и расхода воды. поступающей в нагнетательные скважины производится расходомерными устройствами, расположенными на каждом водоводе БГ. Наземное оборудование: - нагнетательная арматура; - обвязка устья скважины. Подземное оборудование: - насосно-компрессорные трубы; - пакер. Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента. Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры – трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения. Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Оборудование фонтанной скважины, наземное и подземное Фонтанные скважины имеют наземное и подземное оборудование. К наземному относятся колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия. К подземному оборудованию относятся насосно – компрессорные трубы, т. е. подъемник. 11 Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом (выкидной линией). Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное). Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89. Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры. Она служит для подвески НКТ, герметизации устья скважины, контроля за межтрубным пространством (между НКТ и обсадной колонной), направления нефти и газа в выкидную линию, проведения ГТМ, регулирования режима работы скважины, проведения исследования в скважине, создания противодавления на забой и т. д. Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн ( при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех-, пятиколонные головки. Колонные головки выпускаются на различные давления от 14.0 до 70.0 МПа. В отдельных случаях применяются колонные головки на давление 150.0 МПа (на газовых скважинах). Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве. Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной 12 елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами. Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 1 Рис. 1 Типовые схемы фонтанных елок: тройниковые – схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые – схемы 5 и 6 (1 – переводник к трубной головке; 2 – тройник; 3 – запорное устройство; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством; 5 – дроссель; 6 – ответный фланец; 7 – крестовина) При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком). Типовые схемы фонтанных елок (рис. 1) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6). Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 2 Монтаждемонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами. 13 Рис. 2 Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5÷10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м. Оборудование скважины наземное и подземное при добыче нефти штанговыми глубинными насосами Наиболее распространенный способ добычи нефти в нашей стране это добыча штанговыми глубинными насосами. ШГН можно добывать нефть с глубин до 3000 метров. Штанговая насосная установка состоит из глубинного плунжерного насоса, который спускается на НКТ и станка качалки, устанавливаемого на устье скважины, а также устьевого оборудования , состоящего из тройника с сальником и планшайбы. 14 Наземное оборудование Верхняя штанга называется полированным штоком, который проходит через сальник и соединяется с головкой балансира СКс помощью траверсы и канатной подвески. СК приводится в действие от электродвигателя через систему передач. Вращение электродвигателя СК при помощи редуктора, кривошипа и шатуна преобразуется в возвратно – поступательное движение балансира, передаваемое плунжеру через колонну штанг. На устьи скважины устанавливается тройник, в который поступает нефть со скважины. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, через которое пропущена верхняя штанга (полированный шток), и которое служит для герметизации устья и недопущения разлива нефти во время работы насосной установки. В средней части тройника имеется боковой отвод, через который нефть поступает в выкидную линию. Глубинный насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ. Подземное оборудование В промысловых условиях применяются невставные и вставные штанговые насосы. И невставных (их еще называют трубные) насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на насоснокомпрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ па штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и вса-сывающий клапан. Поднимают невставной штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а затем насосно-компрессорные трубы с цилиндром насоса. Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде, т.е. цилиндр насоса вместе с плунжером спускаются на штангах. Извлекают вставной насос на поверхность также в собранном виде поднятием штанг. Вставной насос в собранном виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. Если в добываемой нефти имеются парафин и смолы, то 15 в этом случае вставные насосы практически не исполь-зуются. В промысловой практике применяются в основном невставные насосы двухклапанные НСН-1 (насос скважинный невставной первого типа) и трехклапанные НСН-2. Насос НСН-1 имеет три основных узла: первый цилиндр, который состоит из собственно цилиндра, патрубка-удлинителя и седла конуса; второй - плунжер, в состав которого входят сам плунжер и шариковый нагнетательный клапан; третий - шариковый всасывающий клапан с захватным штоком, головка которого находится в полости цилиндра. Длину хода полированного штока после спуска плунжера в скважину выбирают так, чтобы при ходе плунжера вниз он не доходил до всасывающего клапана, а при ходе вверх - не зацеплял головку штока. Вставные насосы обозначаются НСВ (насос скважинный вставной). Вставные насосы типа НСВ-1 чаще применяются для эксплуатации скважин с глубиной подвески до 2500 м. Вставной насос состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. Насосы выпускаются по длине хода плунжера – до 4 метров; Оборудование скважины наземное и подземное при добыче нефти нештанговыми глубинными насосами Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самым насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. Наиболее обширную группу в классе БШНГ составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину. Подземное оборудование Установка погружного центробежного электронасоса состоит из погружного электронасоса, спускаемого в скважину на насоснокомпрессорных трубах, погружного электродвигателя, специального круглого и плоского бронированного кабеля, питающего электродвигатель электроэнергией, протектора, станции автоматического управления, автотрансформатора. В собранном виде электродвигатель располагается внизу, над - насос. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого (межтрубного) пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку. 16 Электрический ток для питания погружного электродвигателя подводится к нему по специальному круглому кабелю, который спускается в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами и крепится к ним металлическими поясами. Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры, ролика, барабана со стойками для кабеля, автоматической станции управления и автотрансформатора. С помощью автоматической станции управления вручную или автоматически включают или отключают погружной насосный агрегат и контролируют его работу. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Устьевая арматура служит для направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства. Ролик предохраняет кабель от перегибов при спускоподъемных операциях. Барабан служит для перевозки кабеля, а также для более легкого разматывания и сматывания его при спуске и подъеме насосной установки из скважины. ЭЦН насос работает следующим образом. Электрический ток от промысловых электроподстанций через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к погружному электродвигателю (ПЭД), в результате чего электродвигатель начинает вращаться и одновременно вращает вал насоса и проводит электроцентробежный насос в действие. Во время работы агрегата жидкость всасывается центробежным насосом через фильтр-сетку, установленным на приеме насоса, и нагнетает ее по насоснокомпрессорным трубам на поверхность. Для того чтобы жидкость при остановках насосного агрегата не протекала из насосно-компрессорных труб в скважину, в НКТ над погружным насосом устанавливается обратный клапан. Над насосом устанавливается также спусковой клапан, через который жидкость из насосно-компрессорных труб во время их подъема сливается в скважину. Наземное оборудование Крестовина или тройник устьевой на нижнем конце имеет трубную резьбу, а на остальных - фланцы для присоединения задвижек. Верхняя буферная задвижка монтируется для производства очистки труб от парафина. Боковые задвижки, предназначенные для направления газонефтяного потока. Для отвода газа из затрубного пространства в верхнюю муфту обсадной колонны завинчивается колонный патрубок с боковым отводом и задвижкой, которая соединяется с одной из выкидных линий. Эту задвижку открывают периодически или оставляют постоянно открытой. При этом в обвязке затрубной задвижки устанавливается обратный клапан, не допускающий 17 переток нефти из выкидной линии обратно в скважину. Насосные трубы с насосным агрегатом подвешиваются на фланце обсадной колонны с помощью специальной планшайбы. Планшайба состоит из основной части, представляющей неполный круг, и дополнительной - сегмента, крепящегося к первой двумя шпильками. Зазор между этими двумя частями уплотняется прокладкой. В середине разъема имеется отверстие для пропуска в скважину силового кабеля. В колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны. Обратный клапан используется для заполнения насоснокомпрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положе-нии под действием давления снизу. Сливной клапан монтируется над обратным клапаном, и пользуются им для спуска жидкости из НКТ перед подъемом их из скважины. Перед подъемом насосного агрегата из скважины в насоснокомпрессорные трубы сбрасывают металлический стержень (ломик). Этот металлический стержень, проходя через трубы, ударяет по удлиненному концу сливного клапана, в результате чего открывается отверстие для стока жидкости из насосно-компрессорных труб. Это позволяет производить подъем насосно-компрессорных труб без разлива жидкости на устье скважины, а сломанный штуцер заменяют новым. Вторую группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти незначительна. Приводом винтового насоса тоже служит погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину. Погружной винтовой насос состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя; эксцентриковых муфт и; правых и левых обойм и с винтами и; предохранительного клапана и трубы. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта, они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрессорные трубы. При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. Сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остается постоянной, и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта. Винтовые насосы выполнены с двумя рабочими органами, имеющими 18 правое и левое направления спирали винта, благодаря чему во время работы они взаимно гидравлически разгружаются, и тем самым опорный подшипник или пята предохраняются от больших осевых усилий. Один и тог же погружной винтовой насос позволяет эффективно эксплуатировать скважину при различных динамических уровнях. Погружной винтовой электронасос, обеспечивает плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к.п.д. Особенностью винтовых насосов является значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти. Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа па прием насоса не приводит к срыву подачи насоса. Третью группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН). И хотя их в настоящее время почти не встретите на промыслах, по технико- технологическим особенностям, а также по очередности разработки и применения в прошлом на промыслах, они могут быть выделены в третью группу. Приводом УГПН является специально спускаемый вместе с поршневым насосом гидравлический двигатель. Современные УПГН позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды. Установки гидропоршневых насосов – блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух – восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Откачиваемая жидкость кинематической вязкостью не более 15×10-6 м2/с (15×10-2 Ст) с содержанием механических примесей не более 0,1 г/л, сероводорода не более 0,01 г/л и попутной воды не более 99%. Наличие свободного газа на приеме гидропоршневого насосного агрегата не допускается. Температура откачиваемой жидкости в месте подвески агрегата не выше 120оС. Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм. При необходимости подъема насоса изменяется направление нагнетания рабочей жидкости – её подают в кольцевое пространство. Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой жидкости с рабочей и т.д. К БШНГ следует отнести струйные насосы. Разработанные и испытываемые в настоящее время на промыслах союза. Они основаны на принципе подъема 19 нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком подаваемой в скважину жидкости. Применяются и электродиафрагменные насосы, в которых подача жидкости производится перемещающейся диафрагмой. При всех способах эксплуатации скважин подъём жидкости и газа на поверхность происходит обычно по насосно-компрессорным трубам (НКТ), которые спускают в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы применительно к способам эксплуатации ещё называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъёмными, лифтовыми. Трубы всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м, а исполнения Б - двух длин: от 5,5 до 8,5 м и свыше 8,5 до 10 м. В основном применяют трубы с условным диаметром (округлённым наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780 - 4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ - 1215 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 163-мм - 89 мм и при 194–мм 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ). Конструкция скважины Под конструкцией скважины подразумевается схема ее обустройства: диаметры по интервалам глубины бурения, диаметры и длина колонн обсадных труб, глубина их спуска, места цементирования. Конструкции нефтяных и газовых скважин в принципе одинаковы. Скважина представляет собой вертикальный или наклонных цилиндрический суживающийся книзу ступенчатый канал, причем диаметр ступеней с глубиной уменьшается. Верхняя часть скважины называется устьем, а дно – забоем. Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – расстояние от устья до забоя по проекции оси на вертикаль. Для вертикальной скважины эти понятия идентичны. Обсадные трубы необходимы для закрепления залегающих в верхней части разреза неустойчивых, водоносных и выветренных горных пород, перекрытия зон разрушенных, раздробленных, неустойчивых и водоносных пород и других интервалов, закрепления карстовых пустот, перекрытия подземных горных выработок и толщи вод (при морском бурении). По глубине (длине) скважина распределяется на участи со специфическими названиями в зависимости от используемых на этом интервале типов обсадных колонн: 20 1. направление – для предотвращения размыва устья; 2. кондуктор – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования; 3. промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) – для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; 4. эксплуатационная колонна – для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность. Конструкция скважины влияет на все виды работ, составляющие процесс бурения, и определяет их стоимость и качественное выполнение геологического задания. Конструкция скважины 1 – обсадные трубы; 2 – цементный камень; 3 – пласт; 4 – перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I – направление; II – кондуктор; III – промежуточная колонна; IV – эксплуатационная колонна. Рис. 3 Виды подземного и капитального ремонта скважин Подземный ремонт скважин – работы, связанные с устранением различных неисправностей внутрискважинного оборудования, и ГТМ проводимые в призабойной зоне пласта. Подземный ремонт скважин, в зависимости от вида и сложности работ, подразделяют на текущий и капитальный. К текущему относят: ликвидацию обрывов или отворота насосных штанг; смену НКТ; 21 смену глубинного насоса или ЭЦН; изменение глубины подвески насосного оборудования (ЭЦН, ШГН); замену ПЭД в результате изоляции «О»; замену ЭЦН; замену кабеля; очистку или смену насосного якоря; очистку скважин от песочных пробок и парафина; удаление со стенок НКТ солей или парафина; подъем и спуск насосного оборудования при проведении ГТМ; подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от улетевших в них скребков, глубинных манометров, термометров и т. д. Эти работы выполняются специализированными бригадами по ПРС; Работы, связанные со сложными операциями в стволе скважины, называются капитальным ремонтом скважин. К ним относятся: работы, связанные с ликвидацией аварий (полет труб, штанг, насосов, ЭЦН, запарафинивание труб и штанг; работы по проведению изоляционных работ; исправление поврежденных эксплуатационных колонн; работы по переводу скважин с одного объекта разработки на другой; работы по проведению ГТМ, щелевой разгрузки, обработке призабойной зоны пласта оксидатом, кислотами; фрезерование в ЭК (падение металлических предметов, образование сальников); ликвидация создавшегося в ЭК сальника из кабеля КРБК; разбуривание цементных стаканов и т. д. Эти работы выполняются бригадами КРС. Типы буровых установок Буровая установка или буровая — комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения. Буровая установка для разведки и разработки месторождений нефти и газа в общем виде включает в себя: буровые сооружения (буровая вышка, основание вышки, мостки, стеллажи); спускоподъемное оборудование (лебёдка, кронблок, крюкоблок); силовое оборудование для привода лебедки, ротора и буровых насосов (двигатели электрические или дизельные), оборудование для вращения бурильной колонны (ротор, СВП); оборудование циркуляционной системы (емкости, буровые насосы, манифольд, вертлюг); оборудование для очистки бурового 22 раствора от выбуренной породы (вибросита, пескоотделители, илоотделители, центрифуги); оборудование для приготовления бурового раствора (гидроворонки, гидромешалки, шламовые насосы); противовыбросовое оборудование (превенторы), привышечные сооружения (котельная, склад ГСМ). Характеристики буровых установок Назначение буровой установки; Грузоподъемность/глубина бурения; Тип привода; Способ бурения; Тип шасси (для самоходных установок). Применение буровых установок Бурение неглубоких (до 25 метров) скважин небольшого диаметра (76-219 мм) при сейсморазведке и инженерных изысканиях; Бурение скважин средней глубины (до 600м) - структурных и поисковых скважин на твердые полезные ископаемые; Бурение глубоких (до 6000м) разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ; Капитальный ремонт и испытания скважин на нефть и газ; Бурение скважин на воду; Бурение неглубоких (до 32м) скважин большого диаметра (до 1,5м) для строительства буронабивных свай (свайные фундаменты); Бурение взрывных скважин на открытых горных выработках и в шахтах. Органоструктура буровых установок Исполнительные органы (ротор, лебедка, талевая система, вышка, буровой насос, вертлюг, циркуляционная система); Энергетические органы (дизельные и электродвигатели, силовая пневмо- и гидросистема, приводы); Вспомогательные органы (металлоконструкции основания, укрытий, механизмы передвижения, мост приемный, вспомогательная лебедка, тали, системы освещения, водоснабжения, отопления, вентиляции, эвакуации); Органы управления (системы пневмо- и электроуправления); Органы информации (система контроля параметров бурения); Классификация буровых установок По виду работ: для эксплуатационных работ; 23 для разведочных работ; для технических скважин. По способу бурения делятся на установки: вращательного бурения; вращательно-ударного бурения; ударного бурения; ударно — вращательного бурения; вибрационного бурения; огнеструйного бурения; разрядно-импульсного бурения. По типу привода: электрические (AC/DC) буровые установки; электрогидравлические буровые установки; дизельэлектрические буровые установки; дизельные буровые установки. По технике передвижения: самоходные буровые установки; передвижные буровые установки; стационарные буровые установки. По вариантам дислокации: наземные; морские. Методы монтажа буровых установок Существуют следующие методы монтажа и транспортировки: 1) Крупноблочный монтаж и транспортировка. Для обеспечения быстрого монтажа и транспортировки основное и вспомогательное оборудование буровой установки располагают на металлических основаниях. Это оборудование образует следующие блоки: вышечный, силовой, трансмиссионный, насосный и энергетический. Вышечный блок с вышкой, лебедкой, ротором, вспомогательной лебедкой, ключем АКБ – 3М представляет собой единый крупный блок. Силовой, трансмиссионный и насосный блоки, соединенные между собой специальными хомутовыми креплениями, образуют второй крупный блок – насосно–приводной. Энергетический блок размещается отдельно. Вышечный блок перевозится с поднятой вышкой на трех гусеничных тяжеловозах тремя тракторами, при этом еще один трактор является страховым. Силовой, трансмиссионный и насосный блоки, соединенные 24 вместе, перевозят также тремя тракторами Т – 100 на трех тяжеловозах, остальное оборудование – на спец. платформах и авто большой грузоподъемности. 2) Мелкоблочный монтаж и транспортировка. Когда рельеф местности или дорожные и другие условия не позволяют транспортировать оборудование крупными блоками, установку демонтируют на более мелкие блоки: мачту, основание мачты с ротором, насосный блок и др. оборудование. 3) Агрегатный монтаж и транспортировка. Если дорожные и другие условия не позволяют транспортировать грузы больших габаритов, то буровую установку разбивают на отдельные секции или даже сборки и перевозят на передвижных платформах тяжеловозами или универсальным транспортом. Параметры буровых вышек Буровая вышка — сооружение, устанавливаемое над буровой скважиной для спуска и подъёма бурового инструмента, забойных двигателей, обсадных труб. Буровая вышка оборудуется маршевыми лестницами, площадкой для обслуживания кронблока и платформой верхового рабочего, которая предназначена для установки бурильных свечей и обеспечивает безопасность при спускоподъёмных операциях. Различают буровые вышки башенные и А-образные. Наибольшее распространение получили секционные А-образные буровые вышки, состоящие из двух опор, удерживаемых в вертикальном положении с помощью специальных трубных подкосов или портального сооружения и канатных оттяжек. Башенные буровые вышки применяются при бурении на море и сверхглубоком бурении (глубина 8-10 тысяч м и более). Передняя грань вышки открыта, что обеспечивает доставку и выброс на приёмный мост труб и штанг. Высота буровой вышки зависит от проектной глубины скважины и составляет 9-58 м. Башенные буровые вышки транспортируют в собранном виде (вместе с основанием буровой) или поагрегатно, А-образные перевозят в собранном виде. Маркировка буровой вышки включает указание типа вышки (ВА — Аобразная, ВБ — башенная), расстояние от основания до кронблочной площадки (в метрах), максимальную грузоподъёмность (в тоннах). Вышка является ключевым узлом оборудования буровой установки и предназначена для выполнения следующих функций: проведения спуско-подъемных операций с бурильными и обсадными трубами; 25 поддержания бурильной колонны на талевой системе при бурении с разгрузкой; размещения комплекта бурильных труб и утяжеленных бурильных труб (УБТ), извлеченных из скважины; размещения талевой системы и средств механизации спуско-подъемных операций, в частности механизмов АСП, КМСП или платформы верхового рабочего, устройства экстренной эвакуации верхового рабочего, системы верхнего привода и вспомогательного оборудования. Буровые вышки классифицируются: по назначению – для агрегатов капитального ремонта скважин, для передвижных (мобильных) буровых установок, для кустовых и стационарных, для морских буровых установок; по конструкции – мачтовые и башенные. Мачтовые вышки бывают: Аобразные, П-образные, 4-х опорные и с открытой передней гранью. Основные параметры вышек: - максимальная нагрузка на крюке; - высота вышки; - емкость магазина; - площадь основания; - длинна свечи. Технические характеристики отображают: допустимую нагрузку на крюке, размер нижнего основания, оснастку талевой системы, массу вышки. Основание вышки обычно бывает 8*8, 10*10. К основным параметрам относят оснастку (3*4, 4*4 или 5*6). Назначение ротора, буровых насосов Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. Ротор состоит из станины , во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол с укрепленным зубчатым венцом, вала с цепным колесом с одной стороны и конической шестерней - с другой, кожуха с наружной рифельной поверхностью, вкладышей и зажимов для ведущей трубы. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами Вертлюг – один из основных узлов механизма подачи бурового раствора, несет на себе наибольшую нагрузку в процессе бурения и от его надежности зависит безотказная работа всей буровой установки. Вертлюг 26 обеспечивает подачу промывочной жидкости через буровой рукав от неподвижного стояка манифольда во вращающуюся колонну бурильных труб и поддержание вращающегося инструмента при бурении. Существует три типа вертлюгов: Вертлюг буровой представляет собой связующее звено двух частей механизма (или звеньев цепи), позволяющее каждой из них вращаться вокруг своей оси. Вертлюг промывочный предназначен для подачи промывочной жидкости от насоса к забою скважины и обеспечения возможности вращения труб при ремонтных работах в нефтяных, газовых скважинах. Силовой вертлюг используется для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, включая зарезку боковых стволов. Обеспечивает высокую эффективность и безопасность работ на основе применения технологии верхнего привода. От надёжности вертлюга зависит безотказная работа всей буровой установки. Буровые насосы предназначены для обеспечения процесса промывки при пробуривании скважины, нагнетания в скважину бурового раствора с целью очистки забоя и ствола от выбуренной породы и выноса ее на поверхность, охлаждения долота и приведения в действие забойных двигателей гидравлического типа. Различают насосы следующих типов – двухпоршневые насосы двойного действия и трехпоршневые насосы одностороннего действия. Наиболее полно требованиям технологии бурения соответствуют трехпоршневые насосы одностороннего действия, которые обеспечивают наименьшую степень неравномерности давления на выходе и наименьший износ клапанов и штоков поршня в сравнении с двухпоршневыми насосами двухстороннего действия. Тип привода буровых установок 1) Дизельный привод. Преимущества: высокий КПД, небольшой расход топлива и воды, может работать при изменении массового отношения количества воздуха и топлива в сравнительно небольших диапазонах, крутящийся момент, развиваемый этими двигателями почти постоянен, небольшая масса на 1 кВт мощности. Применяется в районах, где нет электроснабжения. Недостатки: невозможность запуска под нагрузкой, поэтому в трансмиссиях необходимо устанавливать фрикционные муфты. Мощность двигателей зависит от давления, температуры и влажности окружающего воздуха, отсутствие 27 реверса, большие размеры, неудобство транспортировки, шум, вибрация, загрязнение окружающей среды. 2) Электрические двигатели. Преимущества: простота в монтаже и эксплуатации, высокая надежность, экономичность, удобное управление, гибкая характеристика, обеспечивает глубокое и плавное регулирование частоты вращения и крутящего момента, плавность разгона при спусках и торможениях. Недостатки: нужно применять в электрифицированных районах, необходимость использования теристовых выпрямителей переменного тока или иметь генераторную станцию переменного тока. 3) Дизель-гидравлический привод. Преимущества: обеспечивает плавное бесступенчатое изменение скоростей подъема труб. При этом колебания частот вращения, неравномерность хода не передаются на двигатель, долговечность, не останавливается работа двигателя при нагрузках выше, чем ДВС может преодолеть. Недостатки: низкий КПД, шум и вибрация. 4) Дизель-электрический привод. Преимущества: широкий диапазон регулирования характеристик исполнительных механизмов, улучшение монтажеспособности исполнительных механизмов, нагрузку между дизелями можно автоматически перераспределять, направляя мощность любому потребителю (насосу, лебедке, ротору), что дает экономию топлива, более высокий КПД по сравнению с дизельным двигателем. Минусы: шум, вибрации, более громоздкий по сравнению с электрическим. 5) Газотурбинный привод. Преимущества: простота устройства и меньшая трудность при массовом производстве, небольшая масса и габариты. Недостатки: высокий расход топлива, высокая стоимость турбин, не получило распространения. Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения При бурении скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые в качестве породоразрушающего инструмента применяют шарошечные, лопастные, ИСМ, алмазные и фрезерные буровые долота. Шарошечные долота, несмотря на сложность их конструкции и технологии изготовления, - основной породоразрушающий инструмент при бурении скважин. На их долю ежегодно приходится 90-95% объема проходки 28 скважин в России и за рубежом. Шарошечные долота для сплошного бурения конструктивно могут быть выполнены трехшарошечными , двухшарошечными и одношарошечными . Наибольшее применение при бурении скважин получили трехшарошечные долота. Основные элементы шарошечных долот: корпус, шарошки, лапы с цапфами, опоры и промывочные устройства. Опора шарошек состоит из подшипников и торцовой пяты. Лопастные долота отличаются простотой конструктивного исполнения и технологии изготовления. Разрушая породы по принципу резания и истирания, в мягких, рыхлых и несцементированных породах они оказываются наиболее эффективными: обеспечивают проходку за рейс в несколько сотен, а иногда и более тысячи метров. Однако вследствие наличия в разрезе скважин перемежающихся по твердости пород, а также твердых и абразивных пропластков, диаметр долота часто уменьшается, что приводит к значительному уменьшению диаметра скважины и необходимости расширения и проработки ствола перед спуском очередного долота, а также обсадных колонн. Ввиду того, что контактная поверхность этих долот по сравнению с шарошечными больше и постоянно взаимодействует с забоем скважины, лопастные долота применяются при разбуривании высокопластичных пород. Моментоемкость их высока, что требует подведения к долоту повышенных вращающих моментов. Лопастные долота выпускаются следующих разновидностей: 2Л двухлопастные, ЗЛ - трехлопастные, ЗИР - трехлопастные истирающережущие и 6ИР - шести лопастные ис- тирающе-режущие. Трехлопастные долота ЗЛ выпускаются диаметром 118-445 мм типа М и МС в сварной модификации, т.е. с приваренными к корпусу лопастями. Режущие кромки лопастей у долот типа М армированы релитом, а у долот типа МС - твердосплавными пластинками. Промывочные устройства выполняются с соплами (гидромониторными) или без них. Долота ИСМ отличаются от фрезерных и алмазных долот тем, что их рабочие элементы оснащены сверхтвердым материалом славутич. Вставки из славутича прикрепляются к стальному корпусу долота своей цилиндрической посадочной частью методом пайки. Форму рабочей поверхности и количество вставок, марку славутича и его содержание (объем, выраженный в см3 выбирают, исходя из типа долота, т.е. в соответствии с физикомеханическими свойствами разбуриваемых пород. Торцовые (зарезные) долота ИСМ предназначены для бурения наклонно направленных скважин и зарезки нового ствола на больших 29 глубинах. Их изготовляют с полым цилиндрическим корпусом , верхняя часть которого имеет замковую муфтовую резьбу, а нижняя выполнена с расширением снаружи и коническим внутренним вырезом, армированным вставками из славутича. Боковую поверхность нижней части также армируют этими вставками. В центральной части торца просверлены промывочные каналы, выходящие в радиальные канавк, которые разделяют рабочую торцовую поверхность на секторы и соединяются с боковыми пазами. Такая схема промывки улучшает охлаждение рабочей поверхности долота и удаление изпод нее шлама. Алмазные долота изготовляют с режущими элементами из природных или синтетических алмазов различной величины. По форме и направлению пазов, промывочных канавок, рабочих органов и всей рабочей части выделяют три разновидности алмазного долота: радиальную, ступенчатую и спиральную. По размещению алмазов в матрице различают две разновидности долот: однослойную и многослойную, т.е. импрегнированную алмазами. Диаметры алмазных долот, как и долот ИСМ, на 2 мм меньше соответствующих диаметров шарошечных и лопастных долот с целью предотвращения преждевременного истирания калибрующих алмазов или заклинивания долота в суженных участках ствола скважины. По конфигурации и принципу действия алмазные долота близки к долотам ИСМ, особенно к истирающим. Долота для колонкового бурения предназначены для отбора образцов проходимых пород (керна) с целью изучения геологического строения разреза скважин, механических, абразивных, коллекторских свойств, состава и строения горных пород, а также состава и свойств насыщающего породу флюида. Для отбора керна бурят кольцевым забоем, при этом конструкция долота и режим бурения должны обеспечить сохранность керна. Колонковое долото состоит из следующих элементов: бурильной головки , корпуса, грунтоноски с дренажным клапаном, в которую входит керн, керноприемного устройства, кернорвателя. Долото соединено с бурильной колонной переводником. Грунтоноска подвешена к корпусу долота жестко или на подшипниках, предотвращающих ее вращение при вращении бурильного инструмента, что способствует сохранности керна внутри грунтоноски. При использовании колонковых долот со съемной грунтоноской керн извлекают без подъема бурильной колонны при помощи специального 30 ловителя на канате. Затем съемную грунтоноску вновь опускают, устанавливают в колонковом долоте и продолжают отбор керна.При турбинном бурении керн отбирают колонковым турбодолотом со съемной грунтоноской типа КТДЗ и КТД4.При колонковом бурении применяют шарошечные, лопастные, фрезерные, твердосплавные, алмазные и ИСМ бурильные головки. Шарошечные бурильные головки изготовляют одно-, трех-, четырех-, пяти-, шести- и восьмишарошечными. Фрезерные долота имеют более простую конструкцию, чем лопастные. Долото состоит из удлиненного монолитного корпуса, составляющих с этим корпусом единое целое рабочих органов, армированных твердым сплавом, и простейшего промывочного устройства. Во многих современных конструкциях рабочие органы отсутствуют и роль породоразрушающих элементов выполняют не режущие кромки рабочих органов, а твердосплавные штыри, запрессованные в торец фрезерного долота. Промывочным устройством могут служить один или несколько каналов в корпусе долота. Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок. Эта функция фрезерных долот привела к выделению и совершенствованию отдельной их разновидности - фрезеров. Системы контроля над процессом бурения Автоматизация технологического процесса составляет важную часть научно-технического прогресса в проведении геологоразведочных работ. Теоретические исследования в области совершенствования управления процессом бурения и его оптимизации получили новые возможности практической реализации с появлением управляющей микропроцессорной техники и созданием на ее основе систем автоматизированного управления. В отрасли в течение ряда лет проводятся исследования по созданию микропроцессорных систем автоматизированного управления геологоразведочным бурением, реализующие методы и средства универсального, многофункционального управления, способного в отличие от жестких аналоговых решений осуществлять гибкую технологию бурения. Разнообразные образцы систем автоматизированного управления процессом бурения разведочных скважин на твердые полезные ископаемые позволяют не только управлять процессом бурения в реальном времени по любому из известных алгоритмов, но и собирать, накапливать и 31 обрабатывать информацию о процессе бурения, а также диагностировать работоспособность отдельных узлов и механизмов. Автоматизация технологических процессов на основе современной техники должна обеспечить интенсификацию производства, повышение качества и снижение себестоимости продукции. Необходимость этого вытекает из анализа производственной деятельности геологоразведочных организаций по выполнению плановых заданий. Несмотря на то, что внедрение современного оборудования, инструментов, прогрессивной технологии бурения, средств механизации и автоматизации отдельных операций, совершенствование организации труда в целом обеспечило выполнение этих заданий, в разведочном бурении остаются значительные резервы повышения производительности труда и улучшения его технико-экономических показателей. Эти резервы заключаются, прежде всего, в оптимизации и автоматизации оперативного управления процессом бурения скважин и в совершенствовании организации работ. Сегодня, в условиях интенсифицированного производства, возросших скоростей бурения резко повысилась физическая нагрузка на буровой персонал. Учитывая также и тенденцию к росту глубин бурения разведочных поисковых скважин, можно утверждать, что возросли психологическая нагрузка и ответственность за решения, принимаемые бурильщиком в процессе бурения. Уже сейчас время простоев из-за неправильных технологических решений в процессе бурения составляет 5-7% общего баланса рабочего времени. Процесс бурения, особенно глубоких скважин, протекающий в условиях значительной неопределенности, подвергается сильным и непредсказуемым возмущающим воздействиям, основа которых – как горногеологические, так и технико-технологические факторы. Буровики знают насколько проектный геологический разрез может отличаться от фактического, а следовательно, проектная технология бурения – от фактической. Бурильщику приходится отступать от проектной технологии, использовать свой опыт, знания, интуицию, чтобы вовремя обнаружить изменение категории буримости пород, неблагоприятную технологическую ситуацию; хорошие мастера работают на грани искусства. Поэтому научить бурить хорошо, не задавать проектные параметры режимов бурения, а варьировать ими в зависимости от условий очень сложно. Намного быстрее и дешевле научить бурильщика пользоваться системой автоматизированного управления процессом бурения, которая будет выбирать и поддерживать оптимальные режимы бурения в соответствии с заданными критериями 32 оптимальности и в рамках установленных ограничений. С помощью систем автоматизированного управления можно более жестко нормировать процесс бурения, широко внедрять передовые технологии бурения. Устройство сбора и первичной обработки информации о состоянии процесса бурения является неотъемлемой частью автоматизированной системы управления этим процессом. Задачей настоящего дипломного проекта является разработка такого устройства. Выбор этой проблемы обуславливается спецификой специальности АТПиП. Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин 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, загрязнение 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. 33 Заключение Практика произвела на меня хорошее впечатление. В коллектив влилась довольно быстро, привыкнуть к рабочему графику не представляло особой сложности. По началу работа казалась сложной, но за первые два-три дня освоилась и далее не испытывала каких-либо трудностей. Коллектив был отзывчивый и помогал, если возникали какие-либо вопросы. В целом, я считаю, что практика оказала на меня благотворное влияние, значительно расширила мой кругозор, позволила окунуться в мир нефтяной промышленности, вдохновила на то, чтобы серьезно учиться и в итоге стать профессионалом в нефтегазовой отрасли, востребованным на рынке труда. 34 Список источников: 1. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004, 720 с. 2. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. – 3-е изд., испр. и доп. – Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. – 528 с: ил. 3. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности: Учебник для техникумов. – М.: Недра, 1988. – 200 с.: ил. 4. Вадецкий Ю.В. Нефтегазовая энциклопедия. Издание в 3 т. – М.: Московское отд. «Нефть и газ» МАИ, ОАО «ВНИИОЭНГ». 2004. – Том 3 (Р – Я). 308 с. 5. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. для вузов. – М.: Недра, 1985. – 422 с. 6. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2000. – 374 с.: ил. 35
