Бурение структурно-поисковых скважин

1. Общие сведения о бурении структурно-поисковых скважин

Бурение — процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы, путём разрушения горных пород на забое. Бурение осуществляется, как правило, в земной коре, реже в искусственных материалах (бетоне, асфальте и др.). В ряде случаев процесс бурения включает крепление стенок скважин (как правило, глубоких) обсадными трубами с закачкой цементного раствора в кольцевой зазор между трубами и стенками скважин.

Структурно-поисковым бурением в нефтегазовой промышленности называют бурение картировочных, сейсмических, структурных и отчасти поисковых скважин. Главная цель, стоящая перед структурно-поисковым бурением, заключается в том, чтобы самостоятельно и главным образом вместе с сейсморазведкой подготавливать структуры для ведения глубокого разведочного бурения на нефть и газ.

Наиболее распространены следующие виды структурно-поискового бурения: бурение коронкой, армированной твердыми сплавами или алмазами; дробовое бурение.

2. Классификация горных пород по трудности отбора керна. Типовые конструкции скважин

Классификация по трудности отбора керна Группы пород по структурно-текстурным признакам на эталонной схеме обозначены буквами русского алфавита, а подгруппы пород по физико-механическим свойствам пронумерованы, что позволяет для каждой конкретной геологической обстановки выделить конкретные определенные поля, обозначенные буквенным и цифровым индексом. Для каждого поля даны эталонные значения выхода керна при бурении в стандартизованных технических условиях вращательным колонковым способом алмазными коронками диаметром 59 мм одинарной колонковой трубой на оптимальных режимах бурения.

На основе эталонной схемы построена классификация горных пород по трудности отбора керна, в которой все породы подразделены на 5 классов по линейному выходу керна, выраженному в процентах с градацией каждой группы через 20% (табл.1).

Таблица 1 — Классификация горных пород по трудности отбора керна

Конструкция скважин структурно-поискового бурения Типовые конструкции скважин структурно-поискового бурения показаны на рис. 1.'Начальный диаметр скважины устанавливают с учетом возможности спуска в скважину одной или двух последующих колонн малого диаметра: 146, 127, 114, 108, 89, 73 и 57 мм. Минимальный зазор между диаметром скважины и соединениями бурильных труб (штанг) должен быть? 10 мм.

Типовые конструкции скважин.

Рис. 1 — Типовые конструкции скважин: а — картировочной; б — структуриой; в — сейсмической Буровой снаряд (бурильная колонна) для структурно-поискового бурения При бурении без выноса керна (сплошным забоем) схема компоновки бурового снаряда почти такая же, как и в глубоком бурении. При бурении с отбором керна (кольцевым забоем) в буровой снаряд входят коронка, кернорватель, колонковая труба, УБТ, бурильные штанги (трубы) и ведущая труба квадратного сечения. Буровые коронки и долота. В нефтяной промышленности применяются коронки с резцами из твердых сплавов и очень редко коронки для бурения дробью. Алмазные коронки применяют только при разведке твердых полезных ископаемых. В основном применяются коронки, серийно изготовляемые заводами по соответствующим ГОСТам, а также других конструкций, разработанных научно-исследовательскими и конструкторскими организациями и заводами. Кроме того, коронки весьма разнообразных конструкций изготовляются непосредственно буровыми предприятиями. Некоторые Типы коронок с резцами из твердых сплавов показаны на рис. 2.

Рис. 2 — Типы коронок с резцами из твердых сплавов: А — типа ОКВ-1 с резцами Г53; 1 — коническая расточка; 2 — ленточная резьба; 3 — цилиндрическая часть короночного кольца; 4 — вырез; 5 — холодильники; Б — конструкции Грознефтеразведки; в — конструкции Цукурова; г — типа МР-2 мелкорезцовая; д — ребристая с резцами типа Г53; е — типа ТП-3 самозатачивающаяся; 1 — резец; 2 — стальная опорная пластина (штабик); ж — типа ББ-2 со вставнымирезбами: 1 — резцы; 2 — стальной держатель; 3 — заклепка; з — типа БК-ВМ самозатачивающиеся с «графитовыми» резцами типа ЦКБ: 1 — резцы; 2 — стальнойштабик; 3 — калибрующие резцы; 4 — вырезы для выхода бурового раствора Дробовое бурение используется при проходке крепких пород (кварциты, джеспилиты, роговики, кремнистые известняки и т. д.), в которых бурение твердосплавными коронками малоэффективно или невозможно. Конструкция бурового снаряда для бурения дробью представлена на рис. 3. Он состоит из дробовой коронки 1, колонковой трубы 2, тройного переводника 3 и шламовой трубы 4. Снаряд спускается на бурильных трубах 5.

Для бурения в скважину засыпается дробь, которая поступает под торец коронки, и дробовой коронке передается вращение при помощи бурильных труб. Дробь, катаясь под торцом коронки, разрушает забой. Выбуренные частицы породы и металлический шлам уносятся с забоя буровым раствором. Наиболее тяжелые частицы породы и металла оседают в шламовой трубе, а более легкие и мелкие выносятся на поверхность. В коронке делается прорез для непрерывного и равномерного поступления дроби под торец коронки.

В дробовом бурении применяется главным образом чугунная дробь. Используется также стальная дробь-сечка, изготавливаемая из стальной канатной проволоки.

Рис. 3 — Снаряд для бурения дробью Рис. 4 — Элеватор-фарштуль Различают рейсовое, порционное и непрерывное питание дробью. При рейсовом питании дробь загружают в скважину большой порцией перед спуском бурильной колонны. Вес рейсовой порции в зависимости от твердости пород и диаметра скважины принимается для чугунной дроби из расчета 0,7−1,6 кг, а для стальной дроби-сечки — 0,15−0,3 кг на 1 см диаметра коронки. При порционном питании начальную порцию дроби берут меньше, чем при рейсовой засыпке, а во время бурения периодически засыпают через бурильные трубы дополнительные порции. При непрерывном питании применяют специальные приборы — дробопитатели, из которых в струю бурового раствора, нагнетаемого насосом в бурильные трубы, постоянно подается дробь малыми порциями. Элементы бурового снаряда (колонны). Кернорватель, установленный между коронкой и колонковой трубой, предназначен для того, чтобы оторвать от забоя колонну породы (керна) и удержать ее в колонковой трубе при подъеме бурильных труб из скважины. Колонковая (керноприемная) труба, устанавливаемая между кернорвателем (или коронкой, если кернорватель отсутствует) и утяжеленными трубами, предназначена для помещения колонки выбуренной породы в процессе бурения. Используют колонковые трубы одинарные и двойные. В последних буровой раствор протекает в кольцевом пространстве между концентрически расположенными трубами, не соприкасаясь с колонкой керна. В структурно-поисковом бурении в нефтегазовой промышленности в основном применяют одинарные колонковые трубы. Длина колонковой трубы должна быть не менее 3 м. УБТ в структурно-поисковом бурении имеют те же назначения, что и в глубоком бурении. Они обычно имеют длину 6 м, наружный диаметр 68 мм и внутренний диаметр 38 мм. Бурильные трубы в структурно-поисковом бурении на нефть и газ применяют с приварками соединительными концами наружного диаметра 60 и 50 мм, длиной 3, 4, 5 и 6 м; резьба замка-6 ниток на 25,4 мм, конусность 1:5. В структурно-поисковом бурении применяют ведущие трубы квадратного сечения размером 60×60 мм. Спуско-подъем бурового снаряда. Для спуска и подъема бурильных труб используют следующий специальный инструмент: элеватор-фарштуль, штангодержатель и др. В качестве примера на рис. 13.4 приведен элеватор-фарштуль, применяемый для спуска и подъема бурильных труб с замковыми соединениями. Он состоит из корпуса 1 с боковым вырезом для прохода бурильных труб, предохранительною кольца 2 для предупреждения выпадания бурильных труб при спуске и подъеме и серьги 3.

3. Технология структурно-поискового бурения Режим бурения

Основная задача рациональной технологии структурно-поискового бурения — обеспечение быстрой и безаварийной проходки, а при бурении с отбором керна, кроме того, — отбор качественного керна. В качестве бурового раствора в структурно-поисковом бурении используется глинистый раствор. Количество подаваемого на забой бурового раствора устанавливают, исходя из условий обеспечения скорости в затрубном пространстве достаточной для эффективного выноса выбуренной породы. Для коронок армированных твердыми сплавами скорость движения бурового раствора в затрубном пространстве должна быть не менее 0,2−0,4 м/с. Извлечение керна. Для того чтобы керн не выпал при подъеме (до извлечения па поверхность), его заклинивают при помощи так называемого заклиночного материала затиркой всухую или кернорвателями. При подъеме бурильной колонны с керном не должно быть рывков или ударов, это может привести к потере отобранного образца породы. Керн укладывают в строгой последовательности в порядке возрастания глубины с указанием начала колонки, интервала отбора и длины извлеченной с этого интервала колонки. Крепление скважин. Процесс спуска в скважину обсадных колонн при структурно-поисковом бурении в основном такой же, как и в глубоком бурении. Особенность-свинчивание труб осуществляется вручную. Тампонажные работы проводят вручную, при этом используют насосы установленные для бурения. Применение контрольно-измерительных приборов. При структурно-поисковом бурении в качестве контрольно-измерительных приборов применяют гидравлический индикатор веса и давления и электрический дистанционный тахометр. Все приборы смонтированы на одном щите. Гидравлический индикатор веса и давления показывает и записывает вес бурильной колонны, определяемой по натяжению неподвижного конца талевого каната и давление в насосе. Электрический дистанционный тахометр показывает частоту вращения ротора.

Шнековое и вибрационное бурение

Шнековое бурение применяют для бурения сейсмических скважин, без промывки забоя. Порода, разбуренная лопастным долотом типа РХ, попадает на шнек (шнек представляет собой трубу с навитой на нее спиралью из полос тонкой стали), который транспортирует ее на поверхность. Поскольку диаметр шнека меньше диаметра долота, шлам, направляясь вверх и тесно соприкасаясь со стенками скважины, частично проскальзывает вниз. Шнеки втирают разрыхленную породу в стенки скважины, и таким образом скважина плотно «штукатурится». Основной недостаток шнекового бурения — трудность бурения твердых пород, а также скважин глубиной более 100 м. Иногда пользуются забойными вибраторами гидравлического действия. Забойные вибраторы создают вибрацию, которая передается долоту. Порода разрушается под действием ударов долота по забою. В некоторых случаях кроме вибраций долоту передают вращение. Оно осуществляется вращением штанг (бурильных труб) ротором. В этом случае получается комбинация ударного и вращательного способов бурения. Выводы Для бурения картировочных, сейсмических, структурных и отчасти поисковых скважин в нефтегазовом производстве применяют структурно-поисковое бурение. При этом бурение производят коронкой или дробью (дробовое бурение). Дробовое бурение используется при проходке крепких пород. Основная задача рациональной технологии структурно-поискового бурения — обеспечение быстрой и безаварийной проходки, а при бурении с отбором керна, крометого-отбор качественного керна. Структурно-поисковое бурение осуществляется со специальных передвижных станков.

4. Факторы, влияющие на эффективность отбора керна

Причины, приводящие к разрушению керна в процессе бурения и подъема инструмента, можно разделить на природные, технологические и технические.

1. К природным факторам относятся механические свойства пород, геолого-петро-графическая характеристика, химический состав породообразующих минералов и условия залегания пород. С ростом прочностных свойств горных пород вынос керна, как правило, повышается. Отрицательно влияет на вынос керна высокая проницаемость пород, так как это способствует проникновению бурового раствора и его фильтрата в породы, каналы и микротрещины породы, что оказывает расклинивающее действие и ослабляет породу.

Трещиноватые и слоистые породы разрушаются от вибраций, самозаклиниваются в керноприемной трубе, ухудшая условия кернообразования и работу бурильной головки. Частое чередование пород различной прочности ухудшает условия кернообразования. Происходит преимущественное разрушение менее прочныхпропластков, обычно представляющих наибольший интерес с точки зрения продуктивности. Отрицательно влияет на вынос керна и повышение абразивности пород, так как при этом увеличивается износ колонкового инструмента. Особенно неблагоприятно сказывается накернообразовании быстрый износ кернообразующих элементов бурильной головки, при котором происходит увеличение диаметра керна, что затрудняет проход его в керноприемную трубу.

Существенной с точки зрения выноса керна является глубина залегания пород, что связано с усложнением технологии бурения с ростом затрат времени на механическое бурение.

Температура является основным фактором, определяющим вынос керна при бурении в многолетнемерзлых породах, содержащих включения льда. В этих условиях получение полноценного керна возможно лишь при промывке жидкостью или продувке газом, имеющими отрицательную температуру.

В породах, содержащих растворимые в воде соли, определяющее значение для выхода керна имеет растворимость этих солей в буровых растворах.

2. К технологическим факторам относятся режим бурения, равномерность подачи инструмента и проходка за рейс, компоновка низа бурильной колонны, подготовка скважины к отбору керна.

С увеличением нагрузки на долото процент выноса керна как при роторном, так и при турбинном способе бурения долотами различных диаметров вначале возрастает, а затем имеет тенденцию к снижению. Уменьшение процента выноса керна при превышении предельной нагрузки объясняется продольным изгибом колонкового снаряда и работой забойного двигателя на режиме, характеризую-щимися вибрациями.

Максимальный вынос керна, составляющий для серийных колонковых снарядов 80 — 90%, достигается в зависимости от диаметра бурильных головок при нагрузках 5 — 10 тонн и оборотах вала 100 — 200 об/мин.

Значительное влияние на вынос керна, особенно в слабосцементированных породах, оказывает количество и качество бурового раствора. Увеличение подачи бурового раствора Q выше определенных значений вызывает резкое снижение выноса керна как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Для обеспечения максимального выноса керна, расход бурового раствора плотностью 1.1−1.3 г/см3 должен быть в пределах 15 — 26 л/сек, плотностью более 1.3 г/см3 — от 10 до 20 л/сек Повышение вязкости и уменьшение водоотдачи способствуют повышению выноса керна. По данным УфHИИ, повышение вязкости бурового раствора с35 сек до 90 сек по СВП — 5 позволяет увеличить вынос керна из песчаников на 10 — 20%. В твердых водоустойчивых породах водоотдача бурового раствора не оказывает влияния на вынос керна.

Для остальных пород увеличение водоотдачи снижает вынос керна. Поэтому для обеспечения максимального выноса керна необходимо применять буровые растворы средней вязкости с низкой водоотдачей.

3. К техническим факторам в первую очередь следует отнести конструкцию колонкового снаряда в целом, конструкцию бурильной головки, кернорвателей и качество их изготовления. Существенным недостатком применяемых колонковых снарядов и бурильных головок является выбуривание керна малого диаметра. Установлено, что прочность керна примерно пропорциональна кубу его диаметра. Диаметр керна должен быть увязан с диаметром скважины.

С увеличением диаметра скважины D1 необходимо увеличивать и диаметр керна d1.

По данным УфHИИ коэффициент кернообразования Y, являющийся главной характеристикой колонкового снаряда, должен быть не менее 0.40

где d1-диаметр керна

D1-диаметр скважины

Hе менее важной характеристикой является коэффициент керноприема U. Этот коэффициент должен быть не менее 0.7.

где d1-диаметр керна

h1-расстояние от забоя до места входа керна в корпус рвателей или в грунтоноску.

Очень важно предохранить керн от механических воздействий в керноприемной трубе. При отборе керна в породах с низким его выносом необходимо устранить вертикальные и горизонтальные колебания бурового инструмента. Это достигается большой жесткостью колонкового снаряда, хорошим центрированием его за счет применения толстостенных труб и центраторов.

Hаилучшим кернообразованием, особенно в слабоцементированных породах, обладают головки режуще-истирающего типа, армированные алмазами или твердыми сплавами. Предпочтение следует отдать головкам, рабочая часть которых имеет форму полукупола, полукупола с опережающим кольцом, и ступенчатым головкам, которые в процессе работы самоцентрируются и тем самым уменьшают вибрации в радиальном направлении. Для большей гарантии выноса керна в неизвестном разрезе в колонковом инструменте желательно иметь двойной ряд рвателей, для твердых и мягких пород, и специальный керно-держатель, чтобы гарантировать не только отрыв, но и удержание керна в керноприемной трубе. Таким образом, к колонковым снарядам предъявляются следующие требования:

— обеспечение достаточной прочности керна за счет максимально возможного увеличения его диаметра;

— предохранение керна от размывающего действия потока бурового раствора как в месте кернообразования, так и в колонковой трубе;

— устранение вращения колонковой трубы и продольного ее изгиба;

— устранение продольных и поперечных колебаний в процессе отбора керна;

— обеспечение надежности отрыва и удержание керна в колонковой трубе при подъеме инструмента;

Как показывает практика, несоблюдение хотя бы одного из этих условий резко снижает процент выноса керна.

5. Породоразрушающий инструмент для бурения структурно-поисковых скважин

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатационной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти, газа в порах пород и т. д.

Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота (рис. 5). Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы.

Рис. 5 — Схема устройства колонкового долота: 1 —бурильная головка; 2 — керн; 3 — грунтоноска; 4 — корпус колонкового набора; 5 — шаровой клапан В зависимости от свойств породы, в которой осуществляется бурение с отбором керна, применяют шарошечные, алмазные и твердосплавные бурильные головки.

Шарошки в бурильной головке смонтированы таким образом, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась. Это создает условия для образования керна2. Существуют четырёх-, шестии далее восьмишарошечные бурильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение породоразрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных головках также позволяет разрушать горную породу только по периферии забоя скважины.

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважины в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы (грунтоноски) 3. Корпус колонкового набора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения грунтоноски и защиты её от механических повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназначена для приёма керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а вверху — шаровой клапан 5, пропускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жидкость при заполнении её керном.

По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке существуют колонковые долота со съемной и несъёмной грунтоноской.

Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном без подъема бурильной колонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе колонкового набора порожнююгрунтоноску, и бурение с отбором керна продолжается.

Колонковые долота со съемнойгрунтоноской применяют при турбинном бурении, а с несъемной — при роторном.

6. Технические средства для отбора проб

Керноотборный снаряд — устройство для отбора керна в процессе бурения. K. c. опускают в скважину на бурильных трубах, снизу к K. c. присоединяют породоразрушающий инструмент. Корпус K. c., передающий нагрузку и вращение породоразрушаемому инструменту, обычно выполняется жёстким толстостенным co стабилизаторами для предотвращения изгиба и повышения сохранности керна. Различают K. c. co съёмными Керноприёмниками, извлекаемыми на поверхность ловителем без подъёма снаряда, и стационарными. Керноприёмники обычно присоединяются к корпусу c помощью подшипника либо опоры (седла), обеспечивающих фиксированное положение керноприёмника относительно керна. K. c. обычно состоят из неск. секций дл. 7−8 м, что позволяет за один рейс отобрать керн значит.длины. Диаметр отбираемогокерна 40−120 мм. Для улучшения продвижения керна в нек-рых K. c. создаётся местная обратная циркуляция, наносится антифрикц. покрытие на стенки керноприёмной полости и т. п.

Рис. 6 — Керноотборный снаряд: 1 — переводник; 2 — втулка; 3 — фиксатор; 4 — гайка; 5 — винт; 6 — верхний корпус; 7 — шар клапана; 8 — седло клапана; 9 — верхняя керноприёмная труба; 10 — муфта; 11 — кернодержатель; 12 — нижний корпус; 13 — нижняя керноприёмная труба; 14 — переводник на породоразрушающий наконечник; 15 — переходник кернорвателя; 16 — рычажковыйкернорватель; 17 — кожух;18 — башмак; 19 — цанговый кернорватель Рис. 7 — Турбодолото: 1 — переходник; 2 — керноприёмник; 3 — седло керноприёмника; 4 — корпус верхней секции; 5 — статор турбины; 6 — ротор турбины; 7 — полый вал; 8 — средняя радиальная опора; 9 — пята; 10 — полый вал нижней секции; 11 — корпус нижней секции; 12 — нижняя радиальная опора; 13 — статорная гайка; 14 — наставка вала; 15 — переводник к породоразрушающемунаконечнику;16- узел секционирования

B CCCP при бурении на нефть и газ роторным способом используются в осн. K. c. типа «Недра» (рис. 5), выпускаемые для скважин диаметром 130−300 мм, при бурении забойными двигателями — турбинные K. c. (турбодолота, рис. 6) для скважин диаметром 130−220 мм, при бурении на твёрдые п. и. — диаметром 46−152 мм. Совершенствование K. c. связано c обеспечением их надёжности и увеличением выхода керна.

7. Буровое оборудование

Установки разведочного бурения Установки разведочного бурения — установки, предназначенные для бурения структурно-поисковых и геофизических скважин на нефть, газ, воду и др.

Установки для разведочного бурения должны характеризоваться следующими элементами:

— электродвигатель

— пускорегулирующая, осветительная и сигнальная аппаратура

— двигатель внутреннего сгорания в качестве привода установки

— устройства для отвода промывной жидкости от устья скважины (бурение на воду)

— устройства для отвода пыли и шума от устья скважины

— устройства для механизированной укладки керна (установки для бурения гидротранспорта керна)

— устройства для ведения операция по перемещению, погрузке и разгрузке технологического инструмента

— ограничители или сигнализаторы переподъема, предупреждающие затаскивание фарштуля или талевого блока в кронблок

— устройства сигнализации о приближении к проводам действующих ЛЭП

— двусторонняя сигнализация

— гидроприводы

— пневмоприводы

— электроприводы

— электрокоммуникации

— пульт управления установкой Основные типы установок для геологоразведочного бурения на нефти и газа:

УРБ-2А2

Предназначена для:

бурения геофизических и структурно-поисковых скважин на нефть и газ вращательным способом с очисткой забоя скважины промывкой, продувкой или транспортировкой разрушенной породы на поверхность шнеками.

Установка главным образом имеет:

перемещающийся вращатель с гидроприводом (используется в процессе бурения, наращивания бурильного инструмента без отрыва его от забоя и выполняет совместно с гидроподъемником работу по спуску-подъему инструмента и его подачу при бурении).

Мощность и кинематика вращателя обеспечивают также свинчивание-развинчивание бурильных труб, в результате этого отпадает необходимость в специальных механизмах.

Управление установкой полностью гидрофицировано, в том числе подъем-опускание мачты, и сконцентрировано на пульте бурильщика.

Конструкцией установки предусматривается возможность бурения скважин с очисткой забоя промывкой или продувкой, для чего монтируется буровой насос или компрессор, а также бурение шнековым способом.

Основными конструктивными элементами установки являются:

вращатель, раздаточная коробка, мачта, установка бурового насоса.

Известны следующие разновидности установок разведочного бурения УРБ-2А2

УРБ-2А2У Бурение геофизических, структурно-поисковых, гидрогеологических и инженерных скважин вращательным способом с промывкой и продувкой, шнеками, пневмоударником. Имеет механизмы статического и динамического зондирования. Установка работает с углом наклона мачты от вертикали от 0 до 15.

Буровая установка УРБ-4Т

Рис. 8

1) Бурение геофизических и структурно-поисковых скважин на нефть и газ вращательным способом с промывкой, продувкой забоя или шнеками.

Транспортной базой установки служит тралевочный трактор, на котором установлена мачта 1 и смонтированы установочная рама 3, цилиндр подъема мачты 4, раздаточная коробка 2, промежуточный вал, пульт управления 5, обвязка гидросистемы, каретка, установка опорных домкратов, патрон для шнеков, элеватор, вращатель 6, талевая система 7, герметизатор, шламозащитное устройство и сальник.

Буровая установка УРБ-2,5А Рис. 9

1) Установка разведочного бурения смонтирована на автомобиле КамАЗ-4310 и включает мачту 3 с кронблоком 1 и вертлюгом 2, буровой насос 4, гидравлический домкрат подъема мачты 5, электрооборудование 6, пневмосистему 7, главную трансмиссию, механизм подачи, устройство для шнекового бурения, коробку передач, лебедку, устройство для развинчивания труб, ротор и систему управления.

Краткие технические данные установок приведены в таблице

Буровая установка УРБ-30

Предназначена для структурно-поискового бурения на нефть и газ роторным способом в породах мягкой и средней твердости с прямой промывкой.

Состоит из следующих составных частей:

— мачты телескопической, двухсекционной с открытой передней гранью;

— лебёдки с коробкой перемены передач с приводом от тягового двигателя автомобиля;

— трансмиссии для передачи вращательного движения от коробки отбора мощности автомобиля к раздаточному редуктору для бурового насоса и генератора, к коробке перемены передач лебёдки, гидронасосам;

— талевого блока;

— ограничителя высоты подъёма талевого блока;

— ограничителя грузоподъёмности;

— гидродомкратов для нивелировки агрегата с прибором для контроля;

— гидропневосистем и электрооборудования для обеспечения производства работ и вспомогательных операций;

— устройства для отвода выхлопных газов оснащённого искрогасителем;

— электронного индикатора веса ИВЭ-50;

— устройства для фиксации талевого блока и защиты мачты от повреждений при передвижении;

— устройства аварийного отключения двигателя;

— кронблока;

— манифольда с прибором контроля давления и соединением БРС;

— трансформатора с выпрямителем постоянного тока на 24 В;

— вертлюг 30 т;

— поста бурильщика для проведения технологических операций при бурении;

— основания (фундаментные балки) передние и задние для установки гидродомкратов;

— рабочей площадки с укрытием;

— звукового сигнала на посту бурильщика;

— гидрораскрепителя;

— пневмосистемы, оснащённой осушителем воздуха;

— ротора Р410;

— насоса буровой НБ 50;

— генератора ГС 250 (30 кВт);

— балкона верхового рабочего;

— подсвечника;

— лебедки вспомогательной гидравлической.

Буровая установка УШ-2Т4/2Т4В

Предназначена для:

бурения поисково-оценочных и сейсморазведочных скважин;

бурения скважин различного назначения при выполнении строительных работ Установка монтируется на шасси гусеничного трактора Т10Б2121, что позволяет применять установку на грунтах с малой несущей способностью (болота, снежный покров, оттаявший мерзлый грунт).

Привод установки осуществляется от двигателя трактора. Механический привод подвижного вращателя дает возможность совместить стабильно высокие значения крутящего момента с возможностью создания высоких осевых нагрузок на породоразрушающий инструмент уже на первых метрах бурения. Конструкция вращателя установки обеспечивает возможность его отвода в сторону от оси скважины, для выполнения спуска и подъема бурильных труб.

Для удобства управления и повышения безопасности работ установка комплектуется съемной площадкой оператора бурения.

Буровая установка УГБ001

Предназначена для:

бурения геологоразведочных, поисково-оценочных и сейсморазведочных скважин;

бурения скважин различного назначения при выполнении строительных работ;

Самоходная буровая установка УГБ001 с гидравлическим приводом подвижного вращателя устанавливается на различные транспортные средства: автомобили и шасси повышенной проходимости ГАЗ-33 081 «Садко», ГАЗ-33 104 «Валдай» и др.

Особенности установки:

— возможность комплектации буровыми насосами и компрессором

— наличие блока трубодержателей (позволяет удерживать колонну бурильных и обсадных труб при их наращивании или извлечении)

— возможность бурения наклонных и вертикальных скважин под углом 50 — 90 градусов;

— наличествует укрытие буровой установки для комфортной работы бурильщика.

8. Режимы бурения и технология отбора керна

Режим бурения — это совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы, определяют интенсивность износа долота и которыми можно управлять в процессе работы долота на забое.

Оптимальный режим бурения — обеспечивает наилучшие показатели работы долота и углубления скважины (интервала).

Специальный режим бурения — обеспечивает выполнение специальных операций (набор или стабилизация угла наклона ствола скважины; предотвращение искривления ствола скважины; отбор керна; вскрытие продуктивного пласта; аварийные работы в скважине и др.).

Факторы, определяющие режим бурения, называются параметрами режима бурения. Основные параметры режима бурения:

Расход бурового раствора Q, м3/с (л/с) — - обеспечивает полную и своевременную очистку забоя и скважины от шлама, а также работу ГЗД.

— условие очистки забоя:

Q1=qудFз (qуд = 0,57 — 0,65 м/с)

— условие выноса шлама:

Q2 = V Fк (V = 0,4 — 0,6 м/с)

— условие работы ГЗД;

n Осевая нагрузка на долото G, кН (тс) — создает необходимое усилие для разрушения горной породы на забое.

G = g D (g = 1,5 — 15 кН/см);

n Частота вращения долота n, с-1 (об/мин) — - оказывает влияние на скорость углубления забоя.

— низкооборотный режим n < 150 об/мин

— среднеоборотный режим n = от 150 до 450 об/мин

— высокооборотный режим n = от 450 до 750 об/мин .

Плотность с, кг/м3 (г/см3) — масса единицы объема жидкости, кг/м3 (г/см3), характеризует гидростатическое давление столба жидкости в скважине и определяет гидравлические потери при циркуляции.

n и другие свойства бурового раствора.

9. Показатели работы долота (показатели бурения скважины):

Проходка на долото, h (м) — количество метров, пробуренных данным долотом от начала разрушения породы на забое до момента окончания его работы по углублению скважины;

Время механического бурения, t (ч) — количество часов работы долота при разрушении породы на забое;

Механическая скорость проходки, Vм = h / t (м/ч) — количество метров, пройденных данным долотом за единицу времени механического бурения. Мехскорость проходки характеризует интенсивность разрушения породы на забое. Изменение текущей механической скорости связано с изнашиванием долота, чередованием пород по твердости, изменением режимных параметров в процессе отработки долота. Снижение механической скорости проходки свидетельствует о необходимости подъема долота;

Рейсовая скорость бурения,

Vр = h / t+tсп (м/ч)

количество метров, пройденных данным долотом за единицу суммарного времени механического бурения, спуско-подъема долота и вспомогательных работ. Рейсовая скорость определяет темп углубления скважины. Долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости, обеспечивает наиболее быструю проходку ствола скважины;

Эксплуатационные затраты на 1 м проходки (стоимость 1 м проходки), руб/м. — (стоимость одного метра проходки) равняются сумме стоимости долота, а также всех расходов, необходимых для углубления скважины в данном интервале бурения, отнесенных к длине этого интервала. Расходы, необходимые для углубления скважины, выражаются в величине стоимости 1 часа работы буровой установки по затратам, зависящим от времени.

Проходка за рейс долота (hр) — количество метров, пробуренных данным долотом от начала разрушения породы на забое до момента окончания его работы по углублению скважины и подъема долота на поверхность, с целью его повторного использования для бурения. Обычно для шарошечных долот h = hр. Для алмазных долот h = сумме hр.

10. Технология отбора керна в различных группах пород

Отбор керна в горных породах I группы Горные породы I группы характеризуются наиболее низким выходом керна (0−20%). Состав и строение этих пород отличаются крайней неоднородностью. Они имеют различное генетическое происхождение и требуют использования специальных технологических методов и технических средств для обеспечения получения кондиционного выхода керна.

В рыхлых, несвязных и размываемых породах (пески, супеси, дресва, валунно-галечные и песчано-глинистые отложения) при бурении скважин глубиной до 50 м рекомендуется применять колонковые снаряды для вибробурения, шнеко-колонкового бурения и снаряды ударного действия.

При вибробурении используются виброснаряды (виброзонды) диаметрами от 40 до 219 мм, длиной от 0,5 до 4 м и установки БУВ-1Б, оборудованные вибромолотом с частотой ударов от 1000 до 1400 в 1 мин.

При шнеко-колонковом бурении применяются полые (или магазинные) шнеки или комбинация шнека с колонковым снарядом. Бурение ведется с частотой вращения до 150 мин-1 и осевой нагрузкой 200−300 даН установками УКБ-12/25, с которыми могут использоваться также грунтоносы вращательного действия конструкций ВСЕГИНГЕО и аналогичные конструкции.

Для получения керна в породах первой группы, а также при разведке силикатно-никелевых и бокситовых месторождений и при глубине скважин до 100 м рекомендуется использовать способ бурения с гидротранспортом керна на поверхность комплексом КГК-100.

В неоднородных, перемежающихся по твердости слабосвязных и сильнотрещиноватых породах III-VIII категорий по буримости, слагающих ряд гидротермальных, осадочных и инфильтрационных месторождений коры выветривания, рекомендуется применять эжекторные колонковые снаряды в комплекте с высокочастотными гидроударными машинами и безнасосное бурение. 80−100% выход керношламового материала в породах I группы обеспечивают специальные комплексы ГРЭС, причем доля шлама в пробе возрастает в рыхлых и несвязных породах, а также при увеличении степени их неоднородности и трещиноватости.

Кроме того, при бурении связных сильнотрещиноватых пород I группы рекомендуется применять двойные колонковые трубы, обеспечивающие защиту керна от разрушения в сложных геологических условиях: применение невращающихся внутренних керноприемных труб; использование схем промывки с полной изоляцией керна от потока промывочной жидкости (трубы ДТА-2, ДонбассНИЛ-1, 2, 3) или с обеспечением обратной промывки вдоль оси керна (ТДН-0, ДЭС ЦНИГРИ).

Рабочие параметры режимов бурения с двойными колонковыми трубами подбираются в каждом конкретном случае в зависимости от геолого-технических условий бурения и типа применяемой трубы. Для всех указанных двойных колонковых труб осевая нагрузка на инструмент увеличивается в 1,3−1,5 раза по сравнению с рекомендуемой для бурения одинарными колонковыми снарядами в связи с существенным увеличением площади разрушения породы под торцами утолщенных специальных твердосплавных и алмазных коронок.

При бурении пород I группы для предупреждения размыва стенок скважины и керна необходимо обеспечить рациональную скорость потока промывочной жидкости в межтрубном и затрубном зазорах. Так, предельные скорости восходящего потока промывочной жидкости при бурении пород I-III категорий с промывкой глинистым раствором составляют соответственно 1,5; 2,2 и 5,0, водой — 0,4; 1,2 и 3,4 м/с.

Легкорастворимые минеральные соли и сцементированные льдом многолетнемерзлые породы, входящие в группу I, под воздействием промывочной жидкости легко разрушаются. Для предохранения керна и стенок скважины от разрушения необходимо применять промывочные жидкости, сходные по химическому составу с полезным ископаемым. При бурении растепляемых пород следует применять охлажденные солевые растворы или охлажденный сжатый воздух.

Бурение рыхлых, обводненных пород этой группы рекомендуется осуществлять с опережающим замораживанием с промывкой скважины морозостойким реагентом, охлажденным до минусовой температуры.

Бурение пород I группы рекомендуется проводить на пониженных частотах вращения бурового снаряда (до 500 мин-1), заклинивание керна допускается выполнять методом затирки всухую, колонковые снаряды с керном необходимо поднимать плавно, без рывков и ударов во избежание потери последнего.

Отбор керна в горных породах II группы Горные породы II группы характеризуются низким выходом керна (20−40%). Породы связные, в основном неоднородные по строению, среднеи сильнотрещиноватые. Генетическое происхождение самое разнообразное. Для получения кондиционного выхода керна необходимо применять специальные технические средства и технологические методы.

Ввиду большого разнообразия пород II группы рекомендуется использовать следующие специальные технические средства. Для пород с выходом керна 20−30%: гидротранспорт керна (КГК-100); эжекторные снаряды (ГРЭС, ДЭС); двойные колонковые трубы (ТДН-0, ДонбассНИЛ-2,3). Для пород с выходом керна 30−40%: двойные трубы с комбинированной промывкой (ТДН-2, ТДН-УТ); снаряды со съемными керноприемниками (ССК и КССК); специальные эжекторные снаряды (ГРЭС).

Для повышения технико-экономических показателей бурения и выхода керна в комплект колонкового набора наряду с двойными трубами и эжекторными снарядами следует вводить высокочастотные гидроударные машины типа ГВ (конструкции СКБ).

Бурение пород II группы производится на пониженных частотах вращения (до 700 мин-1 бурового снаряда. При этом обязательно применение антивибрационных средств и соосных калиброванных снарядов. Промывку можно проводить глинистыми растворами нормальной и повышенной вязкости, а также водой. При бурении растворимых и растепляемых пород применяют промывочные жидкости специального состава. Срыв керна необходимо осуществлять кернорвателями специальных конструкций, обеспечивающими надежный захват и удержание керна при подъеме из скважины.

Отбор керна в горных породах III группы Горные породы III группы характеризуются крайним разнообразием как по геологическим характеристикам (составу, строению, генезису), так и по физико-механическим свойствам (твердости, абразивности, трещиноватости и т. д.). Разнообразное сочетание перечисленных признаков определяет выход керна в пределах 40−60% при бурении одинарными колонковыми снарядами диаметром 59 мм.

Для обеспечения получения кондиционного выхода керна пород III группы рекомендуется использовать специальные технические средства: двойные колонковые трубы (ТДН-0, ТДН-2, ТДН-УТ); снаряды со съемными керноприемниками (ССК и КССК); эжекторные снаряды (ДЭС); специальные эжекторные снаряды (ГРЭС).

При бурении пород II-VI категорий, неоднородных по строению, средне-трещиноватых рекомендуется применение двойных колонковых труб ДонбассНИЛ-1,2.

В исключительных случаях, при решении второстепенных геологических задач, в монолитных и слаботрещиноватых комплексах вмещающих пород допускается применение одинарных колонковых снарядов. При использовании одинарных колонковых снарядов внутреннюю поверхность колонковой трубы в целях снижения коэффициента трения при продвижении кернового материала рекомендуется покрывать смазывающими добавками, не влияющими на достоверность опробования полезного ископаемого. При бурении одинарными колонковыми снарядами в породах этой группы допускаются следующие минимальные диаметры бурения, мм: при алмазном способе — 59, при твердосплавном — 76.

Существенное значение для сохранения керна имеет количество и состав промывочной жидкости, в качестве которой используются техническая вода, глинистые растворы нормальной вязкости и пониженной водоотдачи, безглинистые и специальные растворы. Обязательно применение антивибрационных средств (антивибрационной смазки, эмульсолов).

Для повышения выхода керна в комплекте с двойными и эжекторными колонковыми снарядами используют высокочастотные гидроударные машины типа ГВ, за исключением разведки на стройматериалы, инженерных изысканий и ряда других работ, когда при алмазном способе бурения запрещается вводить в комплект колонкового снаряда гидроударные машины, так как наложенные высокочастотные ударные импульсы в целом, увеличивая выход керна, резко ухудшают его качество.

Согласно инструкции при бурении двойными колонковыми снарядами и снарядами со съемными керноприемниками рекомендуется применять оптимальные частоты вращения, одинарными — пониженные (до 500 мин-1.

Керн заклинивается только специальными кернорвателями.

Отбор керна в горных породах IV группы Горные породы IV группы хотя и отличаются разнообразием по составу и строению, но физико-механические свойства, особенно слабая степень трещиноватости, позволяют получать кондиционный выход керна (60−80%) в большинстве случаев без применения специальных технических средств.

Для бурения монолитных и слаботрещиноватых пород IV группы рекомендуется применять одинарный колонковый снаряд и снаряды со съемными керноприемниками, а неоднородных по составу и строению, слабосвязных пород средней трещиноватости (Куд = 11−30 шт/м) — специальные технические средства: двойные колонковые трубы ТДН-2, ТДН-УТ, комплексы ССК в породах VII-XII категорий (ТДН-2 при промывке глинистым раствором, ТДН-УТ, ССК — водой); комплексы КССК в породах III-IX категорий по буримости.

Частота вращения бурового снаряда выбирается оптимальной для данного технического средства.

В качестве промывочной жидкости при бурении твердых пород IV группы применяют воду, мягких — глинистые растворы нормальной вязкости, безглинистые и специальные растворы. Для повышения технико-экономических показателей бурения и снижения вибраций обязательно применение эмульсолов.

При бурении одинарными колонковыми снарядами однородных пород средней и высокой твердости необходимо принимать все меры по снижению уровня поперечных вибраций бурового снаряда (соосные снаряды, антивибрационные средства и т. д.), так как в этих породах они являются определяющим фактором разрушения керна.

При бурении перемежающихся по твердости и мягких пород необходимо следить за режимом промывки, постоянно контролировать расход промывочной жидкости по показаниям расходомера или по выходящей струе из скважины. Излишний расход промывочной жидкости приводит к повышенному износу керна, недостаток — к прижогупородоразрушающего инструмента.

Для получения высоких рейсовых скоростей при бурении монолитных и слаботрещиноватых пород длина колонковой трубы может быть 7−9 м. Допускается применять спаренные колонковые трубы. При этом внутренний диаметр соединительного ниппеля должен обеспечивать свободный проход керна.

При возникновении самозаклинивания керна допускается резко снизить частоту вращения и осевую нагрузку на инструмент без отрыва колонкового снаряда от забоя. При невозможности этого бурение следует прекратить и поднять снаряд на поверхность.

Для повышения технико-экономических показателей бурения и выхода керна допускается применение гидроударных машин типа ГВ (гидроударников высокочастотных) для алмазного бурения и унифицированных гидроударных машин типа Г.

Отбор керна в горных породах V группы Горные породы V группы характеризуются высоким выходом керна (80−100%). В группу объединены в основном однородные по составу и строению, монолитные или среднетрещиноватые породы различного генезиса и как исключение включены монолитные неоднородные по составу мелкои тонкозернистые породы на слабом цементе. По геологическим и физико-механическим свойствам пород V группы для их бурения не требуется применения специальных технических средств.

Для повышения технико-экономических показателей бурения в среднетрещиноватых породах, склонных к самозаклиниванию, рекомендуется применять двойные колонковые трубы типа УТ и снаряды со съемнымикерноприемниками (ССК) при максимально возможной частоте вращения бурового снаряда и оптимальной осевой нагрузке.

Одинарные колонковые снаряды обеспечивают кондиционный выход керна практически во всех породах, входящих в данную группу. При бурении твердых и весьма твердых пород основным разрушающим фактором кернообразования является вибрация бурового снаряда. В связи с этим обязательно применение антивибрационных средств и соосных компоновок снарядов. Частота вращения бурового снаряда не ограничивается. В качестве промывочной жидкости следует применять воду или специальные растворы с эмульгирующими добавками и при этом четки контролировать их расход во избежание перегрева и прижога алмазного породоразрушающего инструмента и керна. Для обеспечения высоких технико-экономических показателей при кондиционном выходе керна рекомендуется применять алмазные коронки с уменьшенной толщиной матрицы и торцом полукруглой формы.

При бурении твердых пород средней степени трещиноватости частота вращения одинарного колонкового снаряда с алмазной коронкой ограничивается в пределах 700−1000 мин-1. Монолитные и слаботрещиноватые мягкие породы на слабом цементе рекомендуется разбуривать одинарным колонковым снарядом с твердосплавной коронкой при частоте вращения 400−500 мин-1 .

При бурении мягких пород во избежание размывания керна особоевшыание уделяется расходу промывочной жидкости, который поддерживается на минимальном уровне, обеспечивающем нормальную очистку забоя от шлама. Обязательно применение антивибрационных средств.

При возникновении самозаклинивания керна следует резко снизить частоту вращения и осевую нагрузку на инструмент без отрыва колонкового снаряда от забоя, а через 2−3 мин вернуться к исходным параметрам. Если ликвидировать само заклинивание не удалось, буровой снаряд поднимают на поверхность.

Для повышения технико-экономических показателей бурения в породах V группы можно рекомендовать введение в состав колонкового снаряда гидроударных машин типа ГВ и Г. Однако при этом следует учитывать, что применение гидроударных машин в комплекте с алмазными коронками существенно снижает качество керна, повышая степень его дробления.

Заклинивание керна, его срыв и удержание при бурении пород данной группы следует производить только специальнымикернорвателями.

Оперативный выбор технических средств и методов получения кондиционного выхода керна в породах различных групп с учетом областей применения данных средств и методов следует проводить в соответствии с рекомендациями. Эталонная схема по выходу керна и классификация пород по трудности отбора керна построены на базе данных бурения коронками диаметром 59 мм. В то же время определенные комплексы юрко-геологических условий I и II группы классификации пород требуют применения коронок диаметром 76 мм и выше, которые при прочих равных условиях увеличивают выход керна на 10−15% на каждый последующий размер. Применение технических средств диаметром 46 мм, наоборот, снижает выход керна по сравнению с эталонным (59 мм) на 10−15%; эти технические средства следует применять при бурении только в породах III-V групп классификации. Таким образом, основными критериями выбора специальных технических средств для отбора керна в различных группах горных пород являются требования, включающие физико-механические и геологические характеристики конкретных горных пород и горно-геологических условий, а также особенности конструкции данного технического средства и технико-экономические показатели его применения.

11. Опробование пластов и испытание структурно-поисковых скважин

Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб, пластовой жидкости, оценка характера насыщенности пласта и в отдельных случаях определение его ориентировочного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять в процессе бурения при помощи испытателей пластов.

Рис. 10 -. Способы испытания пластов Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб в пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и дебит скважин). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения необходимых данных для подсчета запаса нефти и газа в составлении проектов разработки месторождений.

В настоящее время разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважин: испытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Как в России, так и за рубежом наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах, — трубные испытатели. Испытание на приток трубнымипластоиспытателями производится с опорой (рис. 7, а) и без опоры на забой (рис. 7, б).

Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рис. 7, в. г).

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании — двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Депрессию регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее—через фильтр в колонну бурильных труб.

Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбираются пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или они могут быть подняты на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру.

Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться, исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (негерметичностьпакеровки, неполадки с испытательным инструментом, отсутствие уверенности в оценке характера насыщенности и гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и в последнее время нашли применениемногоцикловые испытатели пластов. Испытание пластов в несколько циклов позволяет получить уверенные (однозначные) результаты испытания.

При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит.

12. Принципы выбора керноотборного инструмента и пути увеличения выноса керна

Объём бурения с отбором керна составляет примерно 4 — 5% от общей проходки в разведочном бурении и 0,5 — 1% в эксплуатационном. Несмотря на большие возможности геофизических методов исследования земных недр, только полноценные образцы керна позволяют достоверно установить состав, физико-механические свойства и возраст пород, аргументировано подтвердить запасы нефти и газа, составить обоснованные проекты на бурение скважин и разработку месторождений в целом.

Критериями полноценности керна являются процесс его выноса, степень сохранения структуры, состава, флюидов и других свойств по отношению к естественным условиям залегания пород.

Наиболее информативен процент выноса керна, по которому оценивается уровень совершенства керноотборных инструментов и технологии бурения.

Основные факторы, влияющие на вынос керна:

Категория пород по трудности отбора керна;

Диаметр керна;

Тип бурильной головки;

Конструктивные особенности керноприёмного устройства;

Технология бурения и организация труда.

Отделом разработки забойных машин и технических средств КамНИИКИГС в 2000;2001 гг. разработано и изготовлено керноотборное устройство для отбора керна в трещиноватых кристаллических породах. Устройство представляет комплекс технических средств, в который входят: забойный двигатель, механизм подачи с регулируемым усилием подачи на забой, компенсационная легкосплавная бурильная труба, делитель потока и керноотборный снаряд с шаровой подвеской грунтоноски, оснащённый алмазной бурильной головкой диаметром 122 мм.

Вращение керноотборного снаряда с бурильной головкой и бурильной трубой осуществляется забойным двигателем, размещённым в расширенной части скважины.

Механизм подачи на забой включает: трубу квадратного сечения со сторонами 112×112 мм, направляющий шток с калёным наконечником, сменные насадки для регулирования усилия подачи и набор манжет.

Компенсационная бурильная труба, расположенная между делителем потока и устройством подачи, исключает заклинивание керноотборного снаряда в опережающем стволе скважины. Делитель потока включает три керамические насадки с внутренним диаметром 10 мм.

Керноотборный снаряд представляет двойную колонковую трубку с шаровой подвеской грунтоноски.

В связи с необходимостью повышения качества геолого-разведочных работ особенно важным является увеличение процента выноса керна из крепких и твёрдых трещиноватых пород, которыми, как правило, представлены коллекторы нефти и газа.

Проведённый анализ распределения объёмов бурения с отбором керна по способам бурения показал, что в целом по стране доминирующим стал роторный способ бурения с отбором керна.

В настоящее время в буровой практике существуют две принципиально отличные друг от друга технологии отбора керна:

1. Технология отбора керна с применением съёмной грунтоноски и ограничением походки за рейс до 3…5 м при потенциальной возможности породоразрущающего инструмента иметь проходку на бурильную головку на уровне 15…20 м. При этом увеличение затрат на ведение спускоподъёмных операций (СПО) компенсируется повышенной скоростью ведения СПО тросом по сравнению со скоростью подъёма бурильных труб.

2. Технология отбора керна керноотборными снарядами с системой забойного гидротранспорта, которая позволяет исключить самозаклинивание керна в процессе его поступления в снаряд и вести бурение без ограничения проходки за рейс до 15…20 м.

Одним из основных моментов, определяющих конструктивные параметры керноотборного снаряда, является диаметр полученного керна.

Диаметр керна определяет его прочность при воздействии поперечных и продольных сил, возникающих при контактах с колонковым инструментом. Диаметр керна всегда несколько меньше расстояния между кернообразующими элементами. Он находится в прямой зависимости от диаметра скважины в колонковом бурении. Другим важным фактором является высота керноприёма. Исследованиями и практикой установлено, что с уменьшением высоты керноприёмника разрушение керна уменьшается.

Низкое расположение керноприёмного отверстия препятствует выпадению, рассыпанию, размыву керна непрочных пород и тем самым несколько снижает вредное влияние вибрации.

Керноотборный снаряд должен обеспечивать работу с рядом керноприёмных камер, конструкция которых отвечает определённым по сложности условиям бурения.

При разработке керноприёмных камер необходимо создавать конструкции, удовлетворяющие определённым геологическим условиям.

Однако использующиеся в настоящее время методы отбора керна допускают «опорожнение» керна и утерю нефти и воды во время его подъёма со скважины в процессе уменьшения давления от забойного к атмосферному, потому что при уменьшении гидростатического увеличивается объём газа, который выталкивает жидкость из керна. Увеличеннаянефтенасыщенность может быть обновлена за счёт использования бурового раствора на нефтяной основе.

13. Осложнения и аварии при бурении структурно-поисковых скважин

Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации. Виды аварий, их причины и меры предупреждения Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

a) через каждые 3 — 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

b) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

c) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 — 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 — 3%-ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Основные признаки поломки долота во время бурения-прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.

Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:

1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия — наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах — вращением от руки;

2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;

3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.

Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, — на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий — совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.

К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;

2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;

4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;

6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

Плашка и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и другие детали — таков неполный перечень мелких предметов, падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спуско-подъемных операций и объясняется использованием неисправного инструмента.

Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.

Ликвидация прихватов В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием (многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной колонны. Усилие, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и. лимитируется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.

Место прихвата определяют при помощи прихватоопределителя. Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов, размагничивающихся при деформации предварительно намагниченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб. Производится первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на 10 м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 — 20 см.

Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На диаграмме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты.

После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжительное время, при этом металл неприхваченных труб испытывает деформацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется.

Третьим контрольным замером определяют участок, где магнитные метки не исчезли, т. е. определяется интервал прихвата.

Ловильный инструмент и работа с ним Под ловильнымй работами понимают совокупность операций, необходимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов до возобновления в нем бурения.

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

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

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

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

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

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

Колокола изготовляют из кованых заготовок, в верхней части которых для присоединения к бурильным трубам нарезают резьбу. В нижней части колокола нарезают внутреннюю ловильную резьбу специального профиля для захвата бурильных труб при ловильных работах.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

b) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса, конической, цилиндрическойицилиндрическо-конической.

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

14. Ликвидация аварий

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают для выяснения характера слома. Затем подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.

Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (разведки, участка) в зависимости от сложности работ.

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб производить расхаживание и промывку скважины. Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепление ловильного инструмента осуществлялось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей бурильной колонной.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли з. а замок, так и за трубу. Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвавшийся конец трубы, проворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на '/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ло-вильный инструмент на сломе до восстановления циркуляции бурового раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, метчик под натяжкой срывают.

Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся колонны при помощи колокола.

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру посредством отводного крючка и лишь после этого спускают метчик или колокол.

Когда даже после восстановления циркуляции не удается расхаживанием освободить колонну, прибегают к нефтяной ванне или принимают другие меры. Если все попытки освободить инструмент безрезультатны, приступают к развинчиванию его по частям левым метчиком или колоколом на левых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инструмента вырезают при помощи наружной труборезки. При этом отрезанная часть извлекается из скважины вместе с труборезкой.

Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот — магнитный фрезер, который спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до забоя 6 — 7 м, начинают промывку, вращая ротор на малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начинается подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на оставшихся металлических деталях — это в большинстве случаев приводит к осложнению аварии. Магнитный фрезер используют также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в скважину.

Ликвидация аварий с турбобурами Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в качестве калибра обычно используется переводник турбобура), навинчиваемым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты, или специальным метчиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала. Большие затруднения при турбинном бурении вызывает заклинивание долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны бурильных труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных труб соединяются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб приводит к вращению только корпуса турбобура. Поэтому, прежде чем отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для этого необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы. Забрасывать эти предметы следует с прокачкой бурового раствора для того, чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопасти, которые, в свою очередь попадают в следующие ступени и вызывают заклинивание статоров и роторов.

В случае заклинивания вала в корпусе турбобура долото отбивают так же, как и в роторном бурении, вращением колонны бурильных труб, так как при этом вращение бурильных труб будет обеспечивать и вращение долота.

Аварии при бурении одной и той же скважины могут возникнуть при замене турбобуров меньших диаметров турбобурами больших диаметров. Это объясняется тем, что в стенках скважины в местах перехода из одних пород в другие образуются уступы, определяющие проходимость данного типоразмера турбобура при вполне определенном диаметре долота.

Уход в сторону от оставшегося в скважине инструмента. Когда оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда на извлечение ее требуется слишком много времени, следует уходить в сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этого выше места, где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый ствол.

Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка, откуда удобнее всего забуриваться, над оставшейся колонной ставят цементный мост и после его затвердения начинают забуривать новый ствол роторным или турбинным способом, Торпедирование скважин. Работы по ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают положительных результатов. В этих случаях целесообразно торпедировать колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной глубины.

Торпедирование заключается в том, что в скважину на определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь, разрушает оставшуюся в скважине колонну.

Для успешного раздробления больших металлических кусков или для загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со взрывчатым веществом (торпеду) устанавливают в непосредственной близости к предмету, подлежащему разрушению.

Для этого тщательно прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд, опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым веществом для взрыва.

Для взрыва внутри прихваченных бурильных труб следует применять торпеду, диаметр которой должен быть на 10 мм меньше диаметра проходного отверстия бурильных труб.

Торпеду нужно взрывать против муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удастся поднять верхнюю часть бурильной колонны.

Аварии с обсадными трубами Наиболее распространенный вид аварий с обсадными трубами — отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, не зацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается. Чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя часть печати имеет воронкообразную форму. В эту часть вставлена деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного башмака. По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине. Такую аварию ликвидируют при помощи пикообразных долот, которыми стремятся поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий — упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда совершенно протирают обсадные трубы.

Средством предохранения от протирания служат предохранительные кольца.

Протирание обсадных труб будет значительно интенсивнее в искривленной скважине.

Когда против протертого места обсадной колонны имеется цементный стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений. Если цементный стакан отсутствует, то при бурении обсадные трубы могут рваться лентами, что затрудняет проход долота. Если же, кроме того, за трубами будут обваливающиеся породы, протирание может осложниться смятием.

Во всех этих случаях единственная мера ликвидации аварии — спуск и цементирование промежуточной обсадной колонны меньшего диаметра.

Организация работ при аварии Ловильные работы и ликвидация прихватов — весьма ответственные операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам бурового оборудования и вышки, гибели скважины и несчастным случаям с людьми. Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно известить бурового мастера, а в случае его отсутствия — руководителя участка или разведки, не приостанавливая проведения первоочередных мер по ликвидации аварии. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 сут с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия. Все мероприятия по ликвидации аварии (прихвата) необходимо выполнять быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем труднее будет его извлечь.

При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

15. Заключительные работы по бурению структурно-поисковых скважин

Ликвидацией скважины называют прекращение бурения после выполнения скважиной целевого назначения или вследствие нецелесообразности его продолжения с проведением комплекса мероприятий, направленных на восстановление нарушенного скважиной естественного состояния горных пород с целью охраны недр. Скважины, в которых выполнены все работы, предусмотренные геолого-техническим нарядом, ликвидируются как выполнившие свое целевое назначение. Поисковая скважина, в которой при исследовании притока установлена промышленная продуктивность, считается освоенной и сдается в эксплуатацию. Поисковые скважины, в которых при опробовании и исследовании не подтвердились промышленные значения продуктивных пластов, ликвидируются по геологическим причинам, как выполнившие свое назначение. Если на площади, где пробурена поисковая скважина, давшая положительные результаты на приток нефти и газа, отсутствует необходимое для эксплуатации обустройство, то скважину консервируют до организации промысла. Консервацией скважины называют выполнение комплекса работ по сохранению скважины, вызванных временным прекращением ее бурения, освоения или эксплуатации. Подготовка скважины к консервации включает в себя работы по спуску в скважину насосно-компрессорных труб, через которые эксплуатационная колонна заполняется качественным глинистым раствором повышенной вязкости. Выше продуктивного пласта устанавливают цементный мост высотой 40−50 м. На фланце эксплуатационной колонны монтируют задвижку и на устье скважины устанавливают бетонную тумбу. В колонне ликвидируемой поисковой скважины, в которой были получены отрицательные результаты на приток нефти или газа, выше кровли продуктивного пласта устанавливают цементный мост. Колонну заполняют вязким глинистым раствором и верхний интервал колонны заливают цементным раствором.

На устье скважины укрепляют металлический репер с указанием номера скважины, наименования площади, даты окончания бурения. Структурные скважины, в которых вскрыт маркирующий гори-. зонт отобран керн и выполнен весь комплекс геофизических исследований, ликвидируются как выполнившие свое геологическое назначение. Перед ликвидацией скважины извлекают обсадные трубы. После извлечения обсадной колонны или части ее, при наличии в стволе скважины водоносных пластов, их изолируют, устанавливая цементные мосты. Открытый интервал ствола скважины заполняют высококачественным глинистым раствором, верхний интервал заливают цементным раствором и устанавливают на устье металлический репер. На каждую ликвидируемую скважину буровым предприятием составляется акт, утверждаемый вышестоящей организацией.

16. Извлечение обсадных колонн из скважины

Обсадные трубы из скважины извлекают в следующих случаях: после окончания бурения, когда скважина выполнила свое геологическое назначение; при расхаживании колонны, если трубы не доходят до расчетной глубины, а также в аварийных случаях, при обрывах, нарушении целости после торпедирования, протирания стенок и др. Обсадные трубы могут быть извлечены из скважины при помощи талевой оснастки буровой установки, а также с применением гидравлических домкратов, когда грузоподъемность вышки и талевой системы недостаточна. Если конец труб выходит на поверхность, то его соединяют с бурильными трубами при помощи переводника или хомутов и производят подъем талевой оснасткой. Если конец извлекаемых труб находится в скважине, то его с бурильными трубами соединяют с помощью метчиков. В структурном бурении для извлечения обсадных труб, а также для подъема прихваченной бурильной колонны, применяют аварийные гидравлические домкраты. Аварийные гидравлические домкраты показаны на рис. 121. Аварийные гидравлические домкраты входят в комплект буровых установок для бурения структурных скважин. Гидравлические домкраты состоят из лафетного хомута 2 с вкладышем 1 для клиньев и двух домкратов, присоединяемых стальными трубками к гидравлической системе буровой установки домкраты состоят из корпуса 5, внутри которого перемещается шток-поршень 6. В верхней части корпуса имеется крышка, в которой для уплотнения штока имеются две манжеты З. Поршень штока для уплотнения с корпусом домкрата также имеет манжету 7. В верхней и нижней части корпуса каждого домкрата имеются штуцеры 4 для присоединения к гидравлической системе установки. Для монтажа домкратов с рамы установки около ротора снимаются листы металлического настила. Оба домкрата устанавливаются надеревянных брусьях с таким расчетом, чтобы головки штоков находились выше стола ротора. Для подъема труб применяется лафетный хомут с соответствующими клиньями, который крепится на трубах с таким расчетом, чтобы плечи лафетного хомута лежали на подъемных штоках домкратов на одинаковом расстоянии от трубы.

Рис. 11

К комплекту домкрата поставляется лафетный хомут с плашками, которыми крепятся трубы и передается подъемное усилие от гидравлического домкрата. Жидкость в домкратные цилиндры нагнетается насосом низкого давления (до 50 кГ/см2) и насосом высокого давления (величина усилия достигает 300 Т). При выходе пистонов на полную высоту, извлекаемые трубы захватываются трубными клиньями в роторе или закрепляются вторыми лафетными хомутами. При работе с домкратами талевая система не должна находиться под натяжкой. Это необходимо для того, чтобы усилия, развиваемые домкратами при сломе клиньев, лафета или пистона, не передались на вышку.

17. Демонтаж буровых установок

После окончания всего комплекса работ в стволе пробуренной скважины приступают к демонтажу буровых установок. Буровое оборудование после окончания бурения структурной скважины демонтируется буровой бригадой. Демонтаж самоходной буровой установки начинают с опускания мачты. Для этого убирают ведущую штангу; отсоединяют талевой блок от вертлюга; освобождают оттяжки от якорей; снимают хомуты, поднимают опорные башмаки передних ног и включают гидравлическую систему спуска мачты. После окончания спуска с мачты снимают полати, ограждения лестниц; разъединяют верхние секции, складывают мачту в транспортное положение и закрепляют хомутами на стойках. В поисковом бурении буровое оборудование демонтируется вышкомонтажными бригадами. Демонтаж буровой установки БУ50Бр-1 начинают с выполнения подготовительных работ. Для этого откатывают лебедочный блок; снимают подвижную часть талевой системы, машинные ключи; демонтируют роторный блок, основание; освобождают от якорей оттяжки; устанавливают выкладку под вышку, закрепляют полозья основания к якорям. Затем устанавливают подъемную стрелу, оснащают специальную талевую систему. Для придания предварительного наклона вышки в сторону ее опускания винтами ползунов перемещают опоры подкосов в крайнее к опорам вышки положение и открепляют проушины подкосов от опор, подстраховывая при этом вышку трактором. После проведения подготовительных работ и проверки надежности оснастки по указанию руководителя работ опускают вышку на заранее установленные выкладки. Затем освобождают подъемную стрелу от подъемных канатов и демонтируют узлы, связанные с опусканием вышки. После опускания вышки ее разбирают на отдельные секции для транспортировки в разобранном виде на очередную точку бурения. Для транспортировки насосно-силового и лебедочного блоков используют колесные ходы. На осях переднего и заднего ходов монтируют по четыре колеса. Для буксировки на новую точку насосно-силового и лебедочного блоков используют большегрузную машину или гусеничный трактор. Перед демонтажом бурового и вспомогательного оборудования, а также бурильного инструмента выполняют подготовительные работы: смазывают и укладывают бурильные и обсадные трубы, готовят к переброске блоки горюче-смазочных материалов, культбудки (вагон-дома) и др. Для демонтажа и переброски бурового оборудования на очередную точку бурения для буровой или вышечно-монтажной бригады направляется необходимый транспорт: грузовые машины для материалов и инструмента, автомашины с прицепом или трактора с санями для труб, большегрузные машины или трактора для буксировка вагон-домов и блоков, а также грузоподъемные машины для погрузо-разгрузочных работ. На освобожденной от бурового и вспомогательного оборудования площадке выполняют необходимые земляные работы с целью приведения участка земли в пригодное для землепользования состояние. Для этого засыпают вырытые в земле приемные амбары, обваловки, площадку планируют и сверху насыпают гумусовый слой почвы, снятый при монтажных работах. В благоустроенном виде земельный участок из-под буровой сдается землепользователю, у которого он был арендован на период проведения буровых работ.

18. Техника безопасности в нефтедобывающей промышленности

Общие сведения о технике безопасности Бурение скважины является основным видом работ при поисках разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений Бурение структурных и поисковых скважин включает весь комплекс работ, начиная со строительства буровой и кончая ликвидационными работами. В этот комплекс входят подготовительные работы и монтажу; транспортировка и монтаж бурового, силового и вспомогательного оборудования; прокладка силовых линий, водяных, паровых и воздушных трубопроводов; подготовительная работа к бурению; транспортирование бурильного инструмента, труб и материалов; непосредственно бурение и выполнение вспомогательных операций; проведение геофизических исследований; крепление и цементирование; опробование продуктивных пластов и сдача в эксплуатации или ликвидация скважины. Различные виды применяемых для бурения скважин оборудования, механизмов, инструмента и материалов, а также технологических операций при монтаже, бурении, демонтаже и переброске, определяют специфические условия работы буровой бригады и производственного персонала, обслуживающего бурение. В нефтедобывающей промышленности так же, как и в других отраслях народного хозяйства нашей страны, в целях охраны труда действуют Правила техники безопасности.

Техника безопасности представляет собой дисциплину технического и организационного порядка, основывающуюся на достижениях науки и практики и имеющую целью создание без опасных. и безвредных условий труда на производстве. В опросы улучшения условий труда и техники безопасности в Советском Союзе решаются на основе Кодекса законов о труде и специальных решений партии и правительства. Советское трудовое законодательство проникнуто всемерной заботой о людях и неразрывно связано с социалистической организацией труда.

Государственный контроль за соблюдением Правил техники без опасности на предприятиях нефтедобывающего промышленности осуществляется Государственным комитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору (Госгортехнадзор СССР), имеющим на местах горно-технические инспекции. Государственная горно-техническая инспекция своими инженерами-инспекторами осуществляет контроль за безопасными условиями труда на предприятиях, производит техническое освидетельствование оборудования, следит за использованием средств на технику безопасности, за обучением рабочих безопасным методам работы и правильным учетом производственного травматизма. В случаях нарушений Правил безопасности горно-техническая инспекция дает обязательные для руководителей предприятий предписания об устранении нарушения, а также имеет право приостановить работы на опасных объектах. Технические инспекторы Центрального комитета профсоюза также осуществляют контрольную работу по охране труда и технике безопасности. Технический инспектор участвует в комиссиях по приемке новых предприятий; участвует в расследовании смертельных несчастных случаев, а также аварий, вызвавших временную нетрудоспособность группы работающих, дает по ним заключения. Технические инспекторы следят за обеспечением рабочих спецодеждой, обувью, индивидуальными защитными приспособлениями. Для усиления контроля за состоянием охраны труда ют техники безопасности на предприятиях и советами профсоюзов создаются местные комиссии по охране труда и общественные инспекторы, которые осуществляют общественный контроль над выполнением законодательства о труде, правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии, над проведением мероприятий по улучшению условий труда. Руководство и ответственность за соблюдение требований Правил по охране труда и технике безопасности возлагается на руководителей соответствующих подразделений, а в целом по предприятию — на главного инженера. Для проведения работы по охране труда, технике безопасности и производственной санитарии в помощь главному инженеру назначается инженер по технике безопасности предприятия.

19. Меры пожарной безопасности противопожарные мероприятия в бурении

скважина бурение порода пласт При строительстве и бурении скважин применяются различные материалы, опасные в пожарном отношении. Кроме того, в процессе бурения, а также при освоении скважины возможны нефтегазопроявления, которые увеличивают опасность возникновения пожаров. Борьба с возникшим пожаром на буровой представляет большие трудности. Для предупреждения пожаров, а также для непосредственного надзора за противопожарным состоянием на буровых назначаются лица, ответственные за противопожарную безопасность. Все работники, связанные с бурением скважин, обязаны знать и выполнять правила пожарной безопасности и контролировать их выполнение, чтобы исключить случаи загорания или возникновения пожара на буровой. При монтаже буровой должны быть соблюдены нормы противопожарной безопасности, действующие при строительстве производственных зданий и сооружений. При бурении и выполнении вспомогательных работ, связанных с бурением скважины, должны строго соблюдаться действующие инструкции по соблюдению мер пожарной безопасности. В соответствии с требованиями пожарной безопасности должны быть соблюдены: необходимые разрывы между привышечными сооружениями, требования при обращении и хранении легковоспламеняющихся и горючих веществ, а также наличие подъездных путей к объектам буровой. Правилами пожарной безопасности определены требования к эксплуатации и профилактике электротехнических устройств. Буровые, в соответствии с нормами пожарной безопасности, обеспечиваются противопожарным оборудованием, инструментом и инвентарем. Ответственным за состояние пожарной безопасности на буровой является буровой мастер. Он осуществляет контроль за исправным состоянием противопожарного оборудования, руководит подготовкой буровой бригады в области противопожарной безопасности.

В случае возникновения пожара буровой мастер руководит работой по тушению пожара. В целях усиления пожарной безопасности в буровых предприятиях, экспедициях, партиях, нефтеразведках и на буровых организуются добровольные пожарные дружины (ДПД). Члены добровольной пожарной дружины должны быть обучены правилам предупреждения и тушения пожаров, правилам обращения и пользования противопожарными средствами. Руководство и ответственность за соблюдение требований пожарной безопасности возлагаются на руководителей соответствующих подразделений.

1. Вадецкий Ю. В. В 12 Бурение нефтяных и газовых скважин.

2. Пупшев А. В. Бурение структурно-поисковых скважин.

3. Калинин А. Г. Литвиненко В.С. Радин А. И. Основы бурения нефтяных и газовых скважин СПб, 1996.

4. Гребеннюк А. А. Техника и технология получения керна. — М.: Недра, 1973.

5. Бергштей. О. Ю., Великосельский М. А., Вугин Р. Б. Совершенствование методов и средств отбора керна в глубоком бурении. М.: Недра, 1977.