11-20

метеорологическими условиями работы на акваториях (ветры и волнения, приливы, отливы и течения, туманы, морось, снег и горизонтальная видимость, ледовый режим, температура воздуха и воды) и т.д.

Ветры, волнения и течения водного пространства, находящегося над придонным устьем скважины, вызывают качку плавучей буровой установки, перемещение оборудования и инструментов по ее палубе, дрейф и снос установки в направлении ветра или течения. Качка оказывает неблагоприятное физиологическое воздействие на людей, работающих на буровой установке. Волнение моря вредно и при бурении со стационарных (неподвижных) установок, так как волны, обрушивающиеся на основание буровой, могут повредить его или полностью разрушить.

Рыхлые породы морского дна обычно сильно обводнены. При бурении в таких породах для обеспечения сохранности керна и устойчивости стенок скважин приходится использовать специальные технические средства и осуществлять технологические мероприятия, требующие дополнительных материальных затрат и удовлетворяющие жестким требованиям охраны окружающей среды от загрязнения.

Специфические гидрологические и метеорологические условия моря, ограничивают возможности и снижают эффективность применения способов, технических средств и технологий бурения, используемых на суше. Поэтому проблема повышения эффективности бурения скважин на море до сих пор является одной из самых важных в процессе вовлечения в производство минеральных ресурсов подводных месторождений.

Для бурения и последующей эксплуатации таких скважин экономически оправданным является создание дорогостоящих массивных стационарных, полустационарных и погружных конструкций оснований, которые позволяют размещать на них традиционную буровую технику и использовать хорошо отработанные на суше технологии бурения, добычи, сбора и подготовки нефти и газа к транспортированию.

Бурение разведочных скважин на море требует принципиально новых конструкций бурового оборудования и технологий, которые гарантировали бы проходку скважин с соблюдением требований безопасности, экологичности и обеспечивали бы высокое качество работ при наименьших затратах. Для создания таких технологий и техники необходимо обобщить и оценить имеющийся опыт применения современных технических средств и технологий бурения на море, научно обосновать рациональные пути их дальнейшего развития.

Условия бурения на море

На процесс бурения скважин на море влияют естественные, технические и технологические факторы (рис.16). Наибольшее влияние оказывают естественные факторы, определяющие организацию работ, конструктивное исполнение техники, ее стоимость, геологическую информативность бурения и т.п. К ним относятся гидрометеорологические, геоморфологические и горно-геологические условия.

Гидрометеорологические условия характеризуются волнением моря, его ледовым и температурным режимами, колебаниями уровня воды (приливы

—отливы, сгоны — нагоны) и скоростью ее течения, видимостью (туманы, низкая облачность, метели, осадки).

Для большинства морей, омывающих берега России (Японское, Охотское, Берингово, Белое, Баренцево, Татарский пролив), характерна следующая средняя повторяемость высоты волн, %: до 1,25 м (3 балла) - 57; 1,25 — 2,0 м (4 балла) - 16; 2,0—3,0 м (5 баллов) - 12,7; 3,0—5,0 (6 баллов) -10. Средняя повторяемость высоты волн до 3,0 м в Балтийском, Каспийском и Черном морях составляет 93 %, 3,0 — 5,0 м - 5 %.

Для бурения на акваториях опасны отрицательные температуры воздуха, вызывающие обледенение бурового основания и оборудования и требующие больших затрат времени и труда на приведение в готовность силового оборудования после отстоя.

Ограничивает время бурения на море также снижение видимости, которое в безледовый период чаще отмечается в ночные и утренние часы.

Геоморфологические условия определяются очертаниями и строением берегов, топографией и почвой дна, удаленностью точек заложения скважин от суши и обустроенных портов и т.п. Для шельфов почти всех морей характерны малые уклоны дна. Изобаты с отметкой 5 м находятся на расстоянии 300—1500 м от берега, а с отметкой 200 м — 20 —60 км. Однако имеются желоба, долины, впадины, банки.

Почва дна даже на незначительных площадях неоднородна. Песок, глина, ил чередуются со скоплениями ракушки, гравия, гальки, валунов, а иногда и с выходами скальных пород в виде рифов и отдельных камней.

На первой стадии освоения морских месторождений твердых полезных ископаемых основным объектом геологического изучения являются участки в прибрежных районах с глубинами акваторий до 50 м. Это объясняется меньшей стоимостью разведки и разработки месторождений на меньших глубинах и достаточно большой площадью шельфа с глубинами до 50 м.

3)Реконструкция и восстановление скважин.

Градостроительный кодекс РФ. Согласно этому законодательному акту реконструкция – это из-

менение параметров объектов капитального строительства, их час тей (высоты, числа этажей), площади, показателей про-

изводственной мощности, объема и качества инженернотехничес кого обеспечения (ст. 1). Ремонт, при проведении которого затрагиваются конструктивные и другие характерис - тики надежности и безопасности таких объектов, является капитальным (ст. 4).

В Налоговом кодексе РФ (ст. 257) к реконструкции отнесено переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств с целью увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции. К работам по достройке, дооборудованию, модернизации отнесены работы, вызванные изменением технологического или служебного назначения оборудования, здания, сооружения или иного объекта амортизируемых основных средств, повышенными нагрузками и (или) другими новыми качествами.

Согласно Налоговому кодексу РФ техническое перевооружение – это комплекс мероприятий по повышению технико-эко- номических показателей основных средств или их отдельных частей на основе внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства, модернизации и замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования новым, более производительным.

Если с этих позиций проанализировать ведомственные нормативные документы, то становится очевидным, что бурение

дополнительного ствола из уже завершенной строительством скважины – это реконструкция. Действительно, фактическая конструкция скважины, построенной по конкретному рабочему проекту, фиксируется документально при приемке ее нефтегазодобывающим предприятием от бурового подрядчика. Именно скважине с этой конструкцией присваивается идентификационный номер, и она ставится на учет как основное средство недропользователя.

Изменение любого из параметров конструкции является реконструкцией. Бурение бокового горизонтального ствола из добывающей скважины включает: вывод призабойного участка скважины из эксплуатации путем установки ликвидационного моста; вырезание в крепи скважины окна (участка крепи скважины); забуривание и бурение бокового ствола, конечный учас ток которого является горизонтальным; оснащение бокового ствола функциональными элементами, обеспечивающими его герметичность и извлечение пластовой продукции. В результате выполнения указанных операций конструкция скважины изменяется и не соответствует фактической конструкции при постановке скважины на учет как основного средства недропользователя.

Примечательно, что в Комментарии к Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных

объектов» под общей редакцией руководителя Ростехнадзора [3] содержание анализируемых авторами терминов приводится не согласно указанным выше ведомственным нормативным документам Ростехнадзора, а в соответствии с Градостроительным кодексом РФ и Налоговым кодексом РФ.

Ремонт основных средств представляет собой частичное восстановление (уменьшение износа) объектов основных средств предприятия для поддержания их в рабочем состоянии. Капитальный ремонт – воспроизводство основных средств путем крупного, всеобъемлющего ремонта, при котором заменяются целиком изношенные детали, узлы, части машин, зданий, сооружений [4]. Градостроительный кодекс РФ, как уже указывалось, к капитальному относит ремонт, при проведении которого затрагиваются конструктивные и другие характеристики надежности и безопасности объектов капитального строительства. Следует признать, что эта формулировка является расплывчатой, поскольку конструктивные и другие характеристики надежности и безопасности объектов затрагиваются при любом ремонте. Отличительной же особенностью капитального ремонта является, по нашему мнению, наличие

операции восстановления частично изношенной детали, узла, части машины, здания, сооружения [5].

Таким образом, бурение бокового ствола из добывающей скважины можно признать ее капитальным ремонтом только в том случае, если он пробурен параллельно с вышедшим из строя участком ствола скважины с целью его замены и конструкция бокового ствола идентична конструкции заменяемого участка ствола скважины. Соответственно бурение боковых горизонтальных стволов из добывающих скважин, осуществляемое с целью увеличения площади дренирования и ухода из обводненной части пласта, является реконструкцией скважин. Следует также отметить, что принятое в правилах ПБ 08-624- 03 (п.п. 4.1.1, 4.1.2) вычленение из процесса бурения бокового ствола операции забуривания и отнесение ее к капитальному ремонту скважин, а операции проводки нового ствола с последующим изменением конструкции скважины и ее назначения к реконструкции является надуманным и деструктивным. Забуривание нового ствола не имеет смысла, если за ним не следует операция проводки этого ствола, причем независимо от того будет ли он иметь горизонтальное проложение.

Нельзя также согласиться с тем, что в ведомственных нормативных документах РД-13-07-2007 и рекомендациях по определению видов ремонтных работ в скважинах к капитальному ремонту отнесены диагностические исследования и ликвидация скважин. Ремонт осуществляется с целью восстановления свойств объекта. Ни диагностические исследования, ни ликвидация скважин такого результата не дают. Более того, в результате ликвидации скважины выбывают из геолого-технического комплекса по добыче углеводородов. Поэтому считать ликвидацию скважин их капитальным ремонтом неверно.

Качество горной подсистемы в интервале призабойной зоны скважины восстанавливается путем воздействия на про-

дуктивный пласт гидрогазодинамическими, физико-химичес - кими, термическими и комбинированными методами [5]. При этом, если качество технической подсистемы можно восстановить полностью или даже улучшить за счет технического перевооружения, то свойства, например, обводнившегося пласта, как правило, удается восстановить лишь частично. Прискважинная зона продуктивного пласта с точки зрения материального права, как уже указывалось, не является объектом капитального строительства и основным средством предприятия. Соответственно называть воздействие на продуктивный пласт капитальным ремонтом недопустимо.

Билет 13 1)назначение и конструкция бк

Назначение и конструкция бурильной колонны.

Бурильная колонна – непрерывная многозвенная система инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины. Иногда в состав бурильной колонны включают также долото и забойный двигатель и выделяют колонну бурильных труб как часть бурильной колонны.

Бурильная колонна в процессе углубления ствола скважины выполняет следующие функции:

1.Передает мощность от поверхностного привода к долоту и сообщает ему вращательное движение.

2.Создает нагрузку на долото.

3.Служит каналом подачи циркуляционного агента к забою.

4.Воспринимает реактивный момент при работе забойного двигателя.

5.Обеспечивает проведение скважинных исследований (например, исследование пластов).

6.Обеспечивает выполнение специальных работ по ликвидации аварий в скважине (освобождение и извлечение прихваченного инструмента, подъем оставшихся на забое металлических предметов и т.д.).

7.При бурении электробуром служит каналом, в

котором закрепляется кабельный токоподвод.

При креплении скважины бурильную колонну используют для секционного спуска обсадных колонн, установки цементных мостов.

Конструкция бурильной колонны:

1.Верхний переводник ведущей трубы.

2.Ведущая труба.

3.Нижний переводник ведущей трубы.

4.Предохранительный переводник ведущей трубы.

5.Муфта замка.

6.Ниппель замка.

7.Бурильные трубы.

8.Протектор.

9.Переводник на утяжеленные бурильные трубы.

10.Утяжёленные бурильные трубы.

11.Центратор.

12.Наддолотный амортизатор.

13.Калибратор.

Основные элементы бурильной колонны: ведущая труба, бурильные трубы с присоединительными замками, утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Вспомогательные элементы: переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы, а также элементы технологической оснастки бурильной колонны (например, перепускные и обратные клапаны, предохранительные переводники, шламометаллоуловители и др.).

2)блок очистки пж от газа.

Блок очистки ПЖ от газа

a.Газовый сепаратор.

b.Дегазатор

Методы дегазации промывочных жидкостей

Бурение скважин сопровождается обогащением промывочной жидкости воздухом или газом, что приводит к резкому изменению ее плотности, реологических и структурно-механических свойств. При этом ухудшается работа насосов и уменьшается их подача, поэтому своевременная и эффективная дегазация промывочных жидкостей является важным условием обеспечения нормального процесса бурения. Кроме этого, необходимость в дегазации возникает и в случае искусственно приготовленных аэрированных жидкостей, когда они выполнили свою задачу или значительно понизилась их плотность.

Основным препятствием для выделения газа из промывочной жидкости являются силы внутреннего взаимодействия. В структурированной вязкой промывочной жидкости пузырьки газа или воздуха не могут преодолеть напряжение сдвига системы и остаются в ней. Образование из поверхностноактивных веществ прочных структурированных пленок на поверхности пузырьков воздуха может вызвать устойчивость газонасыщенной системы даже в сравнительно слабоструктурированных жидкостях.

Существующие методы дегазации можно разделить на четыре группы: естественный; динамический; физико-химический; комбинированный. Естественный способ дегазации промывочной жидкости в циркуляционной системе применяется для жидкостей с невысокими вязкостью и СНС. При движении жидкости в желобах структура ее разрушается, что сопровождается выделением газовой фазы в виде пены. Накопившаяся у перегородок пена постепенно разрушается. Этот способ малоэффективен. Динамические методы дегазации буровых промывочных жидкостей применяются при бурении скважин на нефть и газ, если в жидкости отсутствует ПАВ. Частичная дегазация происходит при очистке глинистых жидкостей от шлама на вибрационном сите, сите-конвейере. Специальные устройства для дегазации построены на принципе разрушения структуры буровой промывочной жидкости и создания вакуума. Сюда относятся центробежные дегазаторы буровой промывочной жидкости, вакуумные дегазаторы, из которых применяются ДВС-2, ДКС-2К, ДВМ-2 и др.

Типовая схема дегазации промывочной жидкости при интенсивном поступлении газа представлена на рисунке 8.21. Газожидкостной поток из скважины, дойдя до вращающегося превентора, через регулируемый штуцер и герметичные манифольды поступают в газовый сепаратор, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито и собирается в первой емкости циркуляционной

системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата – дегазатора. Окончательная дегазация происходит в промежуточных емкостях циркуляционной системы с помощью механических перемешивателей.

Рисунок 8.21 - Типовая схема дегазации промывочной жидкости:

1 – промежуточные емкости; 2 – скважина; 3 – вращающийся превентор; 4 – регулируемый штуцер и манифольды; 5 – газовый сепаратор (ГС); 6 – вибросито; 7 – специальный дегазатор.

Газовый сепаратор (ГС), используемый в качестве первой ступени очистки, представляет собой герметичный сосуд сравнительно большого объема, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов (рисунок 8.22). Буровой раствор из скважины через вращающийся превентор и регулируемый штуцер по закрытому манифольду поступает по тангенциальному вводу в полость газового сепаратора, где скорость потока резко снижается. В результате действия инерционного и гравитационного полей происходит интенсивное выделение из бурового раствора газа, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу на факел.

Буровой раствор, очищенный от свободного газа, скапливается в нижней части газосепаратора и по линии подается на вибросито для очистки от шлама.

Вместимость современных газовых сепараторов 1-4 м3. Они рассчитаны на давление до 1,6 МПа. ГС устанавливаются над первой емкостью циркуляционной системы и оборудуются предохранительным клапаном, регулятором уровня бурового раствора поплавкового типа и эжекторным устройством для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама.

Рисунок 8.22 – Схема устройства газового сепаратора:

1 – полость ГС; 2 – линия подачи раствора на вибросито; 3 – регулятор уровня раствора; 4 – манометр; 5 – трубопровод для отвода газа; 6 – предохранительный клапан; 7 – линия подачи бурового раствора из скважины; 8 – поплавок; 9 – шлам; 10 – задвижка; 11 – эжекторное устройство.

Эжекторное устройство работает следующим образом: воду или пар в зимнее время пропускают через штуцер эжектора, в результате в сбросовом патрубке создается разряжение и скопившийся на дне газового сепаратора шлам вместе с частью бурового раствора через открытую сбросовую задвижку устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды и выбрасывается из сепаратора наружу. Для контроля за давлением внутри сепаратора он оборудован манометром.

Регулятор уровня раствора предназначен для того, чтобы исключить попадание газа в сливной патрубок очищенного раствора, так как создаются условия для его постоянно затопленного состояния с помощью поплавка.

Вкачестве второй, а иногда и единственной ступени очистки ПЖ от газа обычно применяют дегазаторы, которые условно классифицируют на следующие типы: по величине давления в камере (вауумные и атмосферные), по способу подачи газированного бурового раствора в камеру (эжекционные, гравитационные, центробежные). При центробежной подаче бурового раствора используют самопродувающиеся центробежные насосы, а в вакуумных – самозаполняющиеся центробежные насосы.

Впроцессе газового выброса или интенсивных газопроявлений, в случае если дегазатор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостной поток, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Такие ситуации очень редки и считаются аварийными.

Физико-химический способ дегазации буровых промывочных жидкостей заключается во введении специальных веществ — пеногасителей. Такой