В мировой практике бурения большое значение уделяется вопросам классификации ПБС. По способу установки над скважи-ной в процессе бурения их подразделяют:
на опирающиеся при бурении на морское дно (плавучие
буровые установки самоподъемного и погружного типов);
производящие бурение в плавучем состоянии (полупогружные буровые установки и буровые суда)
Самоподъемные плавучие буровые установки имеют большой корпус, запас плавучести которого обеспечивает буксировку уста-новки к месту работы вместе с технологическим оборудованием, инструментом и необходимым запасом расходных материалов. При буксировке СПБУ опоры подняты, а на точке бурения они опуска-ются на дно и залавливаются в грунт. По этим опорам корпус установки поднимается на расчетную высоту над уровнем моря.
Оборудование и инструмент для бурения скважин
При бурении вращательным способом, как и сверлении отве стия в любом материале, необходимо, чтобы разрушающему и струменту (долоту, коронке, сверлу и т. п.) передавалось, во-пеп вых, вращательное движение, во-вторых, нагрузка, обеспечива ющая достаточный нажим на разрушаемый материал, а также бцщ созданы условия для удаления разрушенных частиц вещества (по-роды). Исходя из этого применяют оборудование для бурения сква-жин, состоящее из ротора, вертлюга с буровым шлангом, буровых насосов и силового привода. В случае если долота приводятся во вращение не с поверхности земли, а непосредственно на забое кроме перечисленного оборудования используют гидравлические забойные двигатели или электробуры.
Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъёмных операциях и вспомогательных работах.
Ротор -- это редуктор передающий вращение вертикально подвешенной колоне от горизонтального вала трансмиссии (табл. 2.10).
Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может цепное колесо или полумуфта карданного вала. Стол ротора 1 подшипниках качения. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия неактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопор-ным механизмом.
При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку ско-рость вращения ротора изменяют при помощи передаточных меха-низмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не свя-зывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при ротор-ном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с ле-бедкой, привод к ротору.
Вертлюг применяют для соединения талевой системы с буриль-ной колонной. Он обеспечивает, во-первых, вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и, во-вторых, подачу через нее промывочной жидкости (табл. 2.11).
Все вертлюги имеют принципиально общую конструкцию. Верт-люг состоит из двух узлов -- системы вращающихся и невраща-ющихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части вертлюга подвеши-вают бурильную колонну.
Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Пода-ча промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной ли-нии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуще-ствляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава).
Буровой шланг состоит из внутреннего резинового слоя, не-скольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответствен-ным числом промежуточных слоев резины, металлических плете-нок и наружного слоя резины (рис. 2.10).
В настоящее время применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 32, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги выпускаются длиной от 10 до 18 м с условными внутренними диаметрами 63, 80 и 100 мм. Для очень высоких давлений используют металлические шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом.
В последнее время за рубежом, особенно при бурении на море, используются силовые вертлюги (верхний вращатель). Верхний вращатель бурильной колонны уже давно используется при бурении мелких скважин малого диаметра с передвижных буровых установок, где он установлен на подвижной траверсе, которая перемещается по вертикали при помощи гидроцилиндров. При бурении скважин на нефть и газ силовой вертлюг выполняет функции крюка, вертлюга, ротора, механических ключей. При его пользовании не нужна бурильная ведущая труба и шурф под нее, а также намного облегчается труд помощника бурильщика, поскольку элеватор механически подается в необходимую позицию. Вместо наращиваний одиночками можно наращивать бурильную колонну трёхтрубными свечами.
Основной недостаток существующих конструкций силовых вертлюгов - высокая стоимость. Они пока не нашли применения в нашей стране, да и за рубежом они используются не часто, главным образом при бурении скважин с морских оснований и горизонтальных скважин. Вместе с тем нельзя не отметить, что это перспективный механизм, который со временем займет достой-ное место в буровой технике.
При бурении осуществляется промывка скважины при помощи буровых насосов. Буровые насосы предназначены для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Для бурения ис-пользуются только горизонтальные приводные двух- и трехцилин-дровые поршневые насосы (рис. 2.1 1). При вращении вала 7с криво-шипом 6 шатун 5, совершая колебательное движение, приводит в движение крейцкопф 4, двужущийся возвратно-поступательно в прямолинейном направлении, и связанный с ним при помощи штока 3 поршень 12, который совершает движение внутри цилин-дра 2. Всасывающие клапаны 11 соединены при помощи всасыва-ющего трубопровода 8, снабженного фильтром 9, с приемным чаном 10. Нагнетательные клапаны 13 соединены с нагреватель-ным компенсатором 1 и напорной линией 14. При движении поршня вправо в левой части цилиндра создается разряжение, под давле-нием атмосферы жидкость из приемного чана 10 поднимается по всасывающему трубопроводу 8, открывает левый всасывающий кла-пан 11 и поступает в цилиндр насоса. В то же время в правой поло-сти цилиндра жидкость нагнетается (вытесняется) в напорную линию через правый нагнетательный клапан 13. Левый нагнета-тельный клапан 13 и правый всасывающий 11 при этом закрыты. При обратном движении поршня всасывание происходит в правой полости цилиндра, а нагнетание -- в левой. Таким образом, при передвижении поршня в какую-либо сторону в одной половине Цилиндра происходит всасывание, а в другой -- нагнетание жид-кости, т. е. наблюдается двойное действие насоса.
Достаточно широко применяются трехцилиндровые (трехпоршневые) буровые насосы одностороннего действия. К основным отличиям и особенностям буровых насосов этого типа относятся: наличие трех цилиндропоршневых пар одностороннего действия; повышенные линейные скорости поршней (число ходов в единицу времени) и связанная с этим необходимость установки во всасывающей трубе подпорного насоса; значительно меньшая степень неравномерности подачи жидкости и улучшенные динамические характеристики работы приводной и гидравлических частей.
7 Методы ликвидации ГНВП
Существует два метода: метод уравновешенного пластового давления
При ликвидации проявления первым методом забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения.
Существует четыре способа осуществления этого метода: способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия - Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора на буровой.
Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии пачки флюида. Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные давления, так как когда газ еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно, газовая пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью.
Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление. Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в скважине.