Курсовая работа: Состав буровой установки

Кроме того, можно подавать буровой раствор в ведущую трубу через боковое соединение — отвод, с помощью которого гибкий буровой шлангсоединяется с вертлюгом. Буровой шланг присоединяется через стояк и поверх­ностную обвязку к буровым насосам.

Бурильная колонна состоит из бурильных труб, УБТ, эле­ментов компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и долота.

Бурильная колонна служит средством передачи вращательного движения долоту, а также каналом для подачи бурового ра­створа.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) с большим наружным диаметром применяют в основном для обеспечения нагрузки на долото во время бурения. Опыт показал, что на долото дол­жно быть приложено максимум 85 % общего веса УБТ. Осталь­ной вес используется для растяжения бурильной колонны во избежание ее продольного изгиба.

Элементы КНБК обычно включают УБТ, стабилизаторы и амортизаторы. Утяжеленные бурильные трубы применяют для создания постоянного напряжения растяжения в бурильной ко­лонне. Стабилизатор — специальное устройство с наружным диаметром, близким диаметру скважины. Основ­ная функция стабилизатора заключается в предотвращении скручивания и изгиба УБТ и^! в управлении направлением бу­рильной колонны. Стабилизаторы устанавливают между УБТ вблизи долота. Амортизатор входит в состав КНБК для исклю­чения ударов при вертикальном колебании долота в процессе бурения твердых пород. Тем самым бурильная колонна и устье­вое оборудование защищаются от действия вибраций долота.

Долото — основной элемент бурильной колонны, который используют для разрушения породы с целью бурения сква­жины. У долота может быть одна (например, у алмазного или поликристаллического штыревого долота), две или три режу­щие головки, называемые шарошками (двух- или трехшарошечное долото). Последнее наиболее широко применяется в не­фтяной промышленности.

БУРОВЫЕ НАСОСЫ

Основной элемент бурового насоса представляет собой пор­шень, совершающий возвратно-поступательные перемещения в цилиндре и создающий давление для движения объема жид­кости. Буровые насосы обычно используют для обеспечения циркуляции большого количества бурового раствора (19— 44 л/с) по бурильным трубам через насадки на долоте и об­ратно на поверхность. Следовательно, насос должен создавать давление, достаточное для преодоления значительных сил со­противления, и перемещать буровой раствор.

Применяют насосы двух типов:

двухцилиндровые насосы (дуплекс-насосы), включающие в себя два поршня двойного действия (в этом типе насоса пор­шень создает давление одновременно при поступательном и об­ратном ходе);

трехцилиндровые насосы, в состав которых входят поршни одинарного действия (в этом типе насоса поршень создает дав­ление только при поступательном ходе).

Регулировать объем и давление можно, изменяя внутренний диаметр цилиндра (путем использования цилиндровых втулок разных диаметров) или размеры поршня.

ПРЕВЕНТОРЫ (ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЕ УСТРОЙСТВА)

Газоводонефтепроявления — это нежелательное поступление потока пластовой жидкости в скважину, которое может (если им не управлять) перейти в фонтанирование скважины.

Обычно превенторы—это клапаны, которые можно закрыть в любой момент при обнаружении газоводо-нефтепроявлений.

Превенторы бывают трех видов:

универсальные превенторы, которые изготовлены так, чтобы закрыться на трубе любого размера и формы, спущенной в скважину. Они обычно закрываются, когда скважине угро­жает выброс;

трубные плашки двух видов: с постоянным и переменным диаметрами. Плашки с постоянным диаметром предназначены для бурильных труб одного типоразмера и могут использо­ваться во время бурения. Плашки переменного диаметра пред­назначены для уплотнения различных типоразмеров труб;

глухие и срезающие плашки. Глухие плашки применяют для закрытия скважины, в которой нет бурильной колонны или об­садных труб. Срезающая плашка — разновидность глухой пла­шки, которая может срезать трубу и перекрыть открытую сква­жину.

БУРЕНИЕ СКВАЖИНЫ

После того как установлено, что существует потенциальная нефтеносная структура, единственный способ подтверждения наличия нефти — бурение скважины. Практически вероятность обнаружения нефти в неразведанных районах составляет 1 :9.

В районах, где много растительности и неустойчивая почва, направление (диаметром 762—1067 мм) вдавливается агрега­том для забивания свай на глубину около 30 м. Это необхо­димо для защиты поверхностных пластов от размыва буровым раствором, что в результате приводит к аварии на буровой. Нефтяная скважина обычно начинается с бурения ствола диа­метром 393,7—914,4 мм и глубиной 60—100 м.

КНБК, требуемая для бурения скважины большого диа­метра на незначительную глубину, обычно состоит из УБТ и одного стабилизатора. Для более глубоких скважин требуется более жесткая КНБК с тремя стабилизаторами для бурения вертикального ствола или для поддержания существующего на­клона скважины. Типичная КНБК состоит из долота, наддолотного стабилизатора, двух УБТ, стабилизатора, двух и трех УБТ, стабилизатора, УБТ, толстостенных бурильных труб и буриль­ной колонны до устья скважины.

Первая колонна обсадных труб (с наружным диаметром 339,7—361,99 мм) называется кондуктором и спускается, чтобы обеспечить канал для бурового раствора и предотвратить раз­мыв верхних пластов.

После того как кондуктор зацементирован, на другой КНБК через кондуктор спускают долото меньшего размера и бурят новый ствол до требуемой глубины. Глубина зависит от геологи­ческих условий и пластовых давлений. За­тем спускают и цементируют следующую колонну обсадных труб. Процесс бурения скважины и спуска обсадных труб про­должается до тех пор, пока не будет достигнута глубина за­легания нефти или газа.

Последняя колонна называется эксплуатационной.

Типичные размеры скважины и обсадных труб для района эксплуатации (т. е. где обнаружена нефть по результатам раз­ведочного бурения) приводятся в табл.

Необходимо отметить, что используются и другие сочетания размеров скважины и обсадных труб, кроме приведенных в табл.

Приведенные сочетания преобладают на Ближнем Востоке, в Северном море и Брунее.

ТИПИЧНЫЕ СОЧЕТАНИЯ ДИАМЕТРОВ СКВАЖИНЫ И ОБСАДНЫХ ТРУБ

Диаметр, мм			Колонна
скважины	обсадных труб
				914,4	762	Направление I
609,6	473,1	Направление II
660,4	508
444,5	339,7	Кондуктор
311,2	244,5	Промежуточная
215,4	114,3	Эксплуатационная или эксплуатацион­ный хвостовик
215,4	127

.

СБОРКА КНБК И БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, за­тем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте) Бурильные трубы укладывают на мостках, при­легающих к буровой