Бурение нефтяных и газовых скважин

23. ..29

Тип автоматичес-

ЭА-400

ЭА-400

ЭА-400

ЭА-500

кого элеватора

Грузоподъемность

механизма подъема

свечи, кН, в зависи-

мости от давления

воздуха:

0,3 Мпа

25

25

25

25

0,7 Мпа

58

58

58

58

1,0 Мпа

82

82

82

82

Максимальный ход

стрелы механизма

расстановки свечей,

мм

3940

5620

5620

5620

Максимальный ход

тележки влево

и вправо, мм

2200

2750

3480

3480

Мощность электро-

двигателя для при-

вода тележки и стрелы, кВт

3,5

3,5

3,5

3,5

Диаметр стальных

труб, на работу с ко-

торыми рассчитаны

механизм захвата

свечи и автоматический элеватор, мм:

бурильных

89. ..146

89. ..146

89. ..146

89. ..146

утяжеленных

108. ..178

108. ..178

108. ..178

108. ..178

При спуске бурильных и утяжеленных бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными и автоматическими ключами, контролируя зазор между соединительными элементами и соблюдая по показаниям моментомера величину допустимого крутящего момента, установленную действующей инструкцией.

При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

Посадка бурильной колонны на ротор во время СПО должна производиться плавно без толчков и ударов. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны в этих местах следует производить промывку или проработку ствола скважины. Допустимые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от технических и геологических условий и должны определяться в каждом отдельном случае буровым мастером или технологической службой.

Запрещается работать без приспособления для правильного наматывания талевого каната на барабан лебедки.

При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений.

Колонна бурильных, обсадных труб и УБТ, захватываемая пневматическим клиньевым захватом, должна быть составлена с учетом допустимых нагрузок на нее, приведенных в инструкции по эксплуатации ПКР. Запрещается во время работы клинового захвата находиться на роторе членам буровой бригады, поднимать или спускать колонну труб при неполностью поднятых клиньях, вращать стол ротора при поднятых клиньях, работать с деформированными бурильными или обсадными трубами, оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину.

При вскрытии газоносных и склонных к поглощению бурового раствора пластов спуск и подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях с целью снижения возможности возникновения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта.

Рис. 2.9. Схема расположения на буровой механизмов АСП:

1 -- верхний блок;

2 -- амортизатор;

3 -- кронштейн поворотный;

4 -- направляющие каната;

5 -- магазин;

6 -- центратор;

7 -- нижний блок;

8 -- элеватор;

9 -- ротор;

10 -- буровой ключ;

11 -- блок цилиндров;

12 -- подсвечник; 13 -- пост АСП;

14 -- бурильные свечи;

15 -- механизм захвата свечей;

16 -- механизм расстановки свечей;

17 -- канат механизма подъема

При подъеме бурильной колонны из скважины следует производить долив в скважину бурового раствора с теми же показателями свойств, что и у раствора, находящегося в ней. Буровой мастер (начальник буровой) должен осуществлять проверку спуско-подъемных механизмов в соответствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки заносить в специальный журнал. Периодически должна производиться дефектоскопия спускоподъемного оборудования.

2.6 Оборудование и инструмент для бурения скважин

При бурении вращательным способом, как и сверлении отверстия в любом материале, необходимо, чтобы разрушающему инструменту (долоту, коронке, сверлу и т.п.) передавалось, во-первых, вращательное движение, во-вторых, нагрузка, обеспечивающая достаточный нажим на разрушаемый материал, а также были созданы условия для удаления разрушенных частиц вещества (породы). Исходя из этого применяют оборудование для бурения скважин, 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.

Таблица 2.10 Технические характеристики роторов различных конструкций

Показатели	Тип ротора
	Р-360	Р-560	Р-700	Р-950	Р-1260
Диаметр отверстия в столе	360	560	700	950	1 260
ротора, мм
Допускаемая статическая	1250	2500	5000	6300	8000
нагрузка на стол, кН
Максимальная частота	200	250	350	350	350
вращения стола ротора,
об/мин
Расстояние от центра	900	--	1353	1353	1651
до цепного колеса, мм
Статический крутящий	12,3	35	80	120	180
момент на столе ротора, кН * м
Тип зубчатой передачи	Коническая
Приводной вал:
диаметр (выходной), мм	92	150	150	150	150
длина выходной части, мм	165	140	165	165	250

Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спуско-подъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор -- это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб 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 быть цепное колесо или полумуфта карданного вала. Стол ротора вращается на подшипниках качения. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия реактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопорным механизмом.

При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку скорость вращения ротора изменяют при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не связывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при роторном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с лебедкой, привод к ротору.

Вертлюг применяют для соединения талевой системы с бурильной 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. Вертлюг состоит из двух узлов -- системы вращающихся и невращающихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части вертлюга подвешивают бурильную колонну.

Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава).

Буровой шланг состоит из внутреннего резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответственным числом промежуточных слоев резины, металлических плетенок 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 использовании 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 трехтрубными свечами.

Таблица 2.11 Технические характеристики вертлюгов, выпускаемых ОАО «Уралмаш»

Показатели	Тип вертлюга
	УВ-250 МА	УВ-320 МА	УВ-450 МА
Допускаемая (максимальная) нагрузка, кН	2500	3200	4500
Динамическая нагрузка (при 100 об/мин), кН	1450	2000	2600
Максимальное давление прокачиваемой жидкости (раствора) в стволе, МПа	25/32	32/25	40
Габаритные размеры сменной верхней трубы, мм: внутренний диаметр наружный диаметр высота	75 90 220	75 90 220	75 90 250
Размеры штропа, мм: верхнее сечение высота внутренний радиус	140x150 1738 125	150x170 1950 125	170x190 2185 125
Просвет для подвешивания на крюке, мм	510	540	832
Диаметр пальца штропа, мм	115	140	140
Тип присоединительной резьбы ствола (левой)	3-152Л	3-171Л	3-171Л
Соединение ствола с буровым рукавом	Фланцевое	Фланцевое	Фланцевое или резьбовое через проводник
Габаритные размеры, мм: высота с переводником ширина по пальцам штропа	2850 1090	3000 1212	3360 1375
Масса, кг	2200	2980	4100

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 достойное 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 используются только горизонтальные приводные двух- и трехцилиндровые поршневые насосы (рис. 2.11). При вращении вала 7с кривошипом 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 цилиндра 2. Всасывающие клапаны 11 соединены при помощи всасывающего трубопровода 8, снабженного фильтром 9, с приемным чаном 10. Нагнетательные клапаны 13 соединены с нагревательным компенсатором 1 и напорной линией 14. При движении поршня вправо в левой части цилиндра создается разряжение, под давлением атмосферы жидкость из приемного чана 10 поднимается по всасывающему трубопроводу 8, открывает левый всасывающий клапан 11 и поступает в цилиндр насоса. В то же время в правой полости цилиндра жидкость нагнетается (вытесняется) в напорную линию через правый нагнетательный клапан 13. Левый нагнетательный 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 жидкости, 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.

Рис. 2.10. Буровой шланг (рукав):

1 -- тканевый слой; 2 -- резиновый слой; 3 -- металлическая оплетка; 4 -- штуцер

Подачей бурового насоса называют количество жидкости, подаваемое насосом в единицу времени.

Завод «Уралмаш» выпускает буровые насосы двух типов: двух-поршневой насос двустороннего действия -- дуплекс УНБ-600А и трехпоршневые насосы одностороннего действия -- триплекс УНБТ-950А, УНБТ-1180А1 и УНБТ-750 (табл. 2.12).

Шифр насосов следует читать так: УНБ-600А -- уралмашевский насос буровой мощностью 600 кВт; УНБТ-950А -- уралмашевский насос буровой трехпоршневой мощностью 950 кВт.

Эти насосы характеризуются оптимальными параметрами кри-вошипно-шатунного механизма, надежным исполнением гидравлической и механической частей, оборудованы компенсаторами на входе и выходе, системой смазки трущихся частей, консольно-поворотными кранами для облегчения работ по замене сменных деталей и узлов гидравлической части, а также автоматическими предохранительными клапанами.

ОАО «Волгоградский завод буровой техники» выпускает трехпоршневые насосы одностороннего действия НБТ-475, НБТ-600-1 и НБТ-235, которые характеризуются оптимальными параметрами и конструкцией кривошипно-шатунного механизма, надежным исполнением механической и гидравлической частей, оборудованы пневматическими компенсаторами на входе и выходе и системой смазки трущихся частей (табл. 2.13).

От буровых насосов промывочная жидкость по нагнетательной линии (манифольду) подается в буровой шланг и далее в вертлюг. В состав нагнетательной линии входят: компенсаторы, нагнетательный трубопровод, стояк и задвижки.

Компенсаторы (воздушные колпаки) служат для уменьшения колебаний давления, вызываемых неравномерностью подачи промывочной жидкости буровыми насосами. Компенсатор представляет собой резервуар, в котором газовая подушка является своеобразной пружиной, смягчающей гидравлические толчки при движении неравномерно поступающей жидкости. Компенсаторы устанавливаются непосредственно на насосе.

Нагнетательный трубопровод предназначен для подачи промывочной жидкости от насоса к напорному буровому рукаву. Нагнетательный трубопровод состоит из горизонтального и вертикального участков. На горизонтальном участке трубопровода монтируются патрубки для присоединения к насосам, обвязки противовыбросового оборудования, магистральные и пусковые задвижки и патрубок для манометра. Горизонтальный участок трубопровода выполняется с уклоном в сторону насосов для обеспечения стекания промывочной жидкости через пусковую задвижку, которая устанавливается в самой низкой точке трубопровода.

Стояк -- вертикальный участок трубопровода -- в верхней части имеет горловину с фланцем для присоединения бурового шланга, а в нижней части -- патрубок с задвижкой для присоединения промывочных агрегатов и патрубок для манометра.

На нагнетательном трубопроводе монтируют датчики давления и расхода бурового раствора.

Рис. 2.11. Схема работы двухцилиндрового бурового насоса:

1 ~ компенсатор; 2 -- цилиндр; 3 -- шток; 4 -- крейцкопф; 5 -- шатун; 6 -- кривошип; 7 -- вал; 8 --- всасывающий трубопровод; 9-- фильтр; 10-- приемный чан; 11 -- всасывающие клапаны; 12 -- поршень; 13 -- нагнетательные клапаны; 14 -- напорная линия

Нагнетательный трубопровод изготавливается из толстостенных стальных труб диаметром 114... 146 мм, которые свариваются между собой в секции. Секции соединяются между собой при помощи фланцев или монтажных компенсаторов, а также резиновых высоконапорных шлангов. После сборки нагнетательные трубопроводы спрессовываются на полуторократное рабочее давление.

Пусковые задвижки предназначены для перевода бурового насоса с холостого хода на рабочий, а также для опоражнивания нагнетательного трубопровода во время остановки насоса.

В процессе эксплуатации буровых насосов в нагнетательном трубопроводе может создаться давление, превышающее допустимое. Это может привести к разрыву напорной линии и самого насоса, к травмированию обслуживающего персонала. Для предупреждения аварий такого рода на каждом буровом насосе монтируется специальное устройство, в которое вставляется предохранитель -- тарированная на определенное давление пластина. Это устройство соединяется со сливной трубой, через которую при разрыве предохранительной пластины промывочная жидкость отводится в приемную емкость.

Таблица 2.12 Параметры буровых насосов, выпускаемых ОАО «Уралмаш»

Показатели	Тип насосов
	УНБ-600А	УНБТ-950А, УНБТ-1180А1	УНБТ-750
Мощность, кВт	600	950/1180	750
Число цилиндров, шт.	2	3	3
Максимальное число ходов поршня в минуту	65	125	160
Максимальная частота вращения входного вала, об/мин	320	556	687
Длина хода поршня, мм	400	290	250
Максимальное давление на выходе, МПа	25	32	35
Максимальная идеальная подача, л/с	51,9	46	50,7
Тип зубчатой передачи	Косозубая	Шевронная	Шевронная
Передаточное число редуктора	4,92	4,448	4,307
Условный проход коллектора, мм: входного выходного	275 109	250 100	250 100
Габаритные размеры, мм: длина высота ширина	5100 1877 2626	5390 2204 2757	5030 2057 2530

Буровые установки приводятся в действие силовыми приводами. Под силовым приводом понимается совокупность двигателей и регулирующих их работу устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механическую, управляющих преобразованной механической энергией и передающих ее к исполнительным механизмам буровой установки (насосу, ротору, лебедке и др.).

Привод основных исполнительных механизмов буровой установки (лебедки, буровых насосов, ротора) называется главным приводом. В зависимости от вида двигателя и типа передачи он может быть электрическим, дизельным, дизель-гидравлическим, дизель-электрическим и газотурбинным. Наиболее широко применяются в современных буровых установках электрический, дизельный, дизель-гидравлический и дизель-электрический приводы.

Таблица 2.13 Параметры буровых насосов, выпускаемых ВЗБТ

Показатели	Тип насосов
	НБТ-475	НБТ-600-1	НБТ-235
Мощность, кВт	475	600	235
Число цилиндров, шт.	3	3	3
Максимальное число ходов поршня в минуту	145	145	160
Максимальная частота вращения входного вала, об/мин	457	453	1454
Длина хода поршня, мм	250	250	160
Максимальное давление на выходе, МПа	25	25	25,4
Максимальная идеальная подача, л/с	45,65	45,6	26,74
Тип зубчатой передачи	Косозубая
Передаточное число редуктора	3152	3152	9,09
Условный проход коллектора, мм выходного входного	95 205	60 156
Габаритные размеры, мм: длина высота ширина	4560 1768 2180	2000 1290 1667

Основным преимуществом электрического привода переменного тока являются его относительная простота в монтаже и эксплуатации, высокая надежность, экономичность. В то же время буровые установки с этим типом привода можно применять лишь в электрифицированных районах.

Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Преимуществами двигателей внутреннего сгорания при использовании в качестве привода являются высокий КПД, небольшие расход топлива, воды и масла на 1 кВт мощности. Основной недостаток ДВС -- отсутствие реверса, поэтому необходимо специальное устройство для получения обратного хода. ДВС типа дизель допускают перегрузку не выше 20 %. Для их обслуживания требуется квалифицированный персонал.

Дизель-гидравлический привод состоит из ДВС и турбопередачи. Турбопередача -- это промежуточный механизм, встроенный обычно между дизелем и трансмиссией. Применение турбопередачи обеспечивает: плавный подъем груза на крюке; работу двигателя, если нагрузка на крюке больше той, которую сможет преодолеть ДВС, в этом случае двигатель будет работать при пониженных, но вполне устойчивых оборотах; большую долговечность передачи.

Наибольшим преимуществом обладает привод от электродвигателей постоянного тока, в конструкции которого отсутствуют громоздкие коробки перемены передачи, сложные соединительные части и т.п. Электрический привод постоянного тока имеет удобное управление, может плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Прогресс в области создания тиристорных преобразователей переменного тока в постоянный открыл широкие возможности использования в качестве привода электродвигателей постоянного тока, питаемых через тиристорные выпрямители от сетей переменного тока.

Дизель-электрический привод состоит из приводного электродвигателя, связанного с исполнительным механизмом, генератора, питающего этот электродвигатель, и дизеля, приводящего во вращение генератор.

Силовые приводы подразделяются на индивидуальные и групповые. Индивидуальный привод приводит в действие один исполнительный механизм или отдельные его части, групповой -- два и более исполнительных механизма.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин имеет свои особенности и предъявляет определенные требования к силовому приводу. В процессе бурения основная часть мощности потребляется буровыми насосами и ротором, а в процессе спускоподъемных операций -- лебедкой и компрессором. Работа насосов в процессе бурения характеризуется постоянством нагрузки на силовой природ. Во время СПО привод имеет резко переменную нагрузку -- от нулевой (холостого хода двигателей) до максимальной. При подъеме инструмента из скважины необходимо обеспечить в начале подъема каждой свечи плавное включение лебедки и постепенное увеличение скорости подъема, так как резкое включение и мгновенное увеличение скорости могут привести к разрыву талевого каната или поломке оборудования. При ликвидации аварий в скважине привод часто работает с резкопеременными нагрузками, превышающими расчетные.

К силовому приводу буровых установок предъявляются следующие основные требования: соответствие мощности условиям работы исполнительных механизмов, гибкость характеристики, достаточная надежность и экономичность.

Гибкость характеристики определяется способностью привода автоматически или при участии оператора быстро приспосабливаться в процессе работы к изменениям нагрузок и скоростей работы исполнительных механизмов при условии рационального использования мощности.

Нагрузка и скорости буровой лебедки и ротора в процессе работы могут изменяться в больших пределах (от 1:4 до 1:10). Двигатели не обладают такой гибкой характеристикой, поэтому в приводах современных буровых установок применяются устройства искусственной приспосабливаемости, т. е. между двигателем и исполнительным механизмом устанавливаются промежуточные передачи. Для этого применяют три типа передач: механические (зубчатые или цепные многоступенчатые коробки передач), гидравлические (турботрансформаторы) и электрические (электромашинные передачи постоянного тока).

Рис. 2.12. Кинематическая схема буровой установки с дизельным приводом

В качестве передаточных устройств от двигателя к исполнительному механизму применяются клиноременные, цепные и карданные передачи, а для блокировки нескольких двигателей -- клиноременные и цепные передачи (рис. 2.12, 2.13).

2.7 Общие мероприятия по охране природы и окружающей среды при строительстве скважин

Охрана окружающей среды является одной из важнейших проблем для нефтегазодобывающей промышленности. Это связано с тем, что ввод в действие новых нефтегазовых месторождений требует ускоренного решения вопросов охраны природы и создания нормальных условий проживания населения в районах размещения нефтедобывающих предприятий.

Разработка нефтяных и газовых месторождений при определенных условиях (несоблюдение правил охраны окружающей среды и нарушение технологической дисциплины) может вызвать значительное загрязнение объектов внешней среды не только в пределах самих месторождений, но и на прилегающих территориях. При этом охрана окружающей среды практически существует на всех стадиях бурения, добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин.

В процессе строительства скважины загрязнение окружающей среды происходит при очистке сеток вибросит, мытье полов и оборудования, обмыве поднимаемых труб, утечках при приготовлении буровых растворов и химических реагентов для их обработки, засорениях и нарушениях целостности желобной системы и т.п. Загрязнителями окружающей среды при строительстве скважин являются химические реагенты и добавки, применяемые для обработки буровых растворов, а также нефть и нефтепродукты, например горючесмазочные материалы (ГСМ). Нефть и нефтепродукты загрязняют окружающую среду: в составе компонентов буровых растворов (разливы вокруг циркуляционной системы); при Нерачительном использовании в качестве ГСМ (силовой привод, хозяйственные нужды, транспорт); при завершении работ по вызову притока или в результате аварийных ситуаций (нефтепроявления, открытое фонтанирование и т.п.). Загрязнителями окружающей среды также являются буровые сточные воды, выбуренная Порода и отработанный буровой раствор.

В нашей стране в 1950-е гг. впервые в мире была создана система стандартов по охране и рациональному использованию окружающей природной среды -- своеобразный свод правил, определяющий взаимоотношения человека с природой. Эта система стандартов и в настоящее время не потеряла своего значения.

Проекты разведки, разработки и обустройства нефтяных и газовых месторождений, а также проекты строительства скважин на нефть и газ должны содержать раздел «Охрана окружающей среды» с указанием мер и средств защиты поверхностных вод от загрязнения нефтью, нефтепродуктами, буровыми растворами, химическими реагентами, применяемыми в процессе производственной деятельности буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а также производственными, хозяйственно-бытовыми водами с территории скважины и твердыми отходами производства.

Производственные, хозяйственно-бытовые, сточные воды от промывки технологического оборудования и тары из-под химических реагентов, а также сточные воды с производственных площадок буровых установок следует использовать повторно (закачивать в скважины для поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях или направлять в систему оборотного водоснабжения). При невозможности повторного использования сточных вод допускается сброс их в водные объекты после очистки на очистных сооружениях в соответствии с нормативами, установленными правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.

При наличии в разрезе скважины проницаемых горизонтов, содержащих пресные воды, которые могут быть использованы как источник хозяйственно-питьевого водоснабжения, химические реагенты, применяемые для приготовления бурового раствора, должны быть согласованы с соответствующими службами здравоохранения.

Для обеспечения технической водой в процессе бурения и освоения скважин на нефть и газ используют (при наличии разрешения на специальное водопользование) воду из близлежащих водоемов и водотоков или из специально пробуренных скважин на воду, если нет других источников водоснабжения. Скважины на воду должны быть ликвидированы после окончания буровых работ или переданы на баланс местных организаций (предприятий) в установленном порядке. При заборе воды из рыбохозяйственных водных объектов водозаборные сооружения должны быть оборудованы рыбозащитными устройствами.

Места размещения емкостей для хранения горючесмазочных материалов, бурового раствора, сбора производственных и. бытовых отходов, сточных вод и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ. В заболоченных и периодически затопляемых местностях материалы, оборудование, механизмы и емкости для сбора производственных и бытовых отходов, сточных вод, бурового раствора и шлама должны размещаться на платформах и площадках. При этом отметки площадок и платформ должны быть выше максимального уровня подъема паводковых вод для данной местности. Сыпучие материалы и химические реагенты следует хранить в закрытых помещениях или на огражденных площадках, возвышающихся над уровнем земли, с гидроизолированным настилом и снабженных навесом. Хранение бурового раствора осуществляют в емкостях, исключающих его утечку.

Дозировку химических реагентов производят только в специально оборудованных местах, исключающих попадание их в почву и водные объекты.

Бурение и освоение скважин на нефть и газ производят с соблюдением требований единых технических правил ведения работ при строительстве скважин и правил охраны поверхностных и подземных вод, утвержденных в установленном порядке.

На месторождениях, содержащих пласты с агрессивными средами (сероводород, углекислый газ, растворы солей и т.п.), должны применяться обсадные трубы в противокоррозионном исполнении.

Бурение морских скважин требует соблюдения правил, предотвращающих загрязнение и засорение моря. Углеводороды, тара, технологические отходы, выбуренный шлам, горючесмазочные и другие материалы, непригодные для использования при сооружении данной скважины, должны транспортироваться на береговые базы или сжигаться в специальных устройствах. Допускается сброс в море очищенных, обезвреженных и обеззараженных хозяйственно-бытовых и буровых сточных вод в соответствии с нормативами, установленными правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.

При проектировании, строительстве и эксплуатации морских буровых платформ, а также при бурении и освоении морских скважин необходимо предусмотреть оборудование и устройства, обеспечивающие выполнение требований водного законодательства Российской Федерации и международных соглашений по предотвращению загрязнения морских вод, в которых участвует Российская Федерация, включающие технические средства для следующих Целей:

сбор, вывоз и обезвреживание шлама при углублении стволов скважин в интервале, где используется глинистый раствор, содержащий утяжелитель или химические реагенты;

сбор и очистка буровых и хозяйственно-бытовых сточных вод;

сбор и вывоз или сжигание продуктов опробования, технологических и бытовых отходов;

предотвращение попадания в море продуктов неполного сгорания отработанных газов дизельных агрегатов;

оконтуривание и сбор нефтепродуктов с водной поверхности;

предотвращение аварий.

Места для размещения морских буровых платформ следует выбирать в соответствии с правилами санитарной охраны прибрежных вод морей. Строительно-монтажные работы, бурение и освоение морских нефтяных и газовых скважин следует производить с соблюдением: требований, направленных на предупреждение аварий, которые могут привести к загрязнению морских вод; единых технических правил ведения работ при бурении скважин; правил безопасности при геолого-разведочных работах; правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

На морских буровых платформах по всей площади следует установить непроницаемый настил, имеющий систему стока в специально предусмотренные емкости. Перед эксплуатацией буровых насосов, кроме предохранительных устройств, необходимо предусмотреть автоматические устройства, выключающие двигатель насосов при превышении установленного рабочего давления на 10... 15 %. Промывочная жидкость в емкостях при превышении допустимого уровня или при возможности выплескивания должна направляться в желобную систему приемной емкости буровых насосов, а промывочная жидкость, поступающая из устья скважины, -- в циркуляционную систему.

При ремонте насосов, работающих под залив, необходимо перекрыть всасывающую линию. Перед бурением шурф рабочей трубы должен быть обсажен трубой с закрытым дном, имеющей отвод в верхнем конце в желобную систему. Обсадные колонны морских скважин следует цементировать до высоты подъема цемента, при которой исключаются грифонообразование и заколонные проявления.

Транспортирование сыпучих материалов, утяжелителя и химических реагентов на морскую буровую платформу должно осуществляться контейнерным способом в закрытой упаковке или другими способами в герметичной таре. Промывочную жидкость следует транспортировать в закрытых емкостях, контейнерах или по растворопроводу. Химические реагенты и сыпучие материалы должны храниться в герметичной таре или в закрытом помещении.

Выбуренный шлам должен быть вывезен на береговые базы. Допускается использование шлама добавлением в промывочную жидкость. Складирование шлама производят в береговых шламоотвалах, исключающих фильтрацию и сток в водные объекты.

При бурении верхних интервалов скважины с применением морской воды в качестве промывочной жидкости допускается сброс на дно моря выбуренного шлама с отработанной морской водой

в соответствии с установленным законодательством по охране вод и при обеспечении сохранения водохозяйственного значения водного объекта на участках сброса шлама, а также естественных местных условий обитания водных организмов.

Следует использовать буровые растворы, воду из системы охлаждения, буровые сточные воды в оборотных системах с прохождением при необходимости специальной очистки на установках, смонтированных на морской буровой платформе. По окончании освоения скважин и демонтажа бурового оборудования промывочная жидкость и все оставшиеся материалы должны быть вывезены на береговые базы или на другой объект.

Необходимо выполнять следующие требования для предупреждения нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования:

при бурении скважин на разведуемых площадях и объектах, газоконденсатных и газовых месторождениях, месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями необходимо оборудовать устье скважины превенторной установкой;

в зимнее время' в районах с ледовым режимом моря следует обеспечить обогрев противовыбросового оборудования; пульт управления превенторами также должен обогреваться;

бурение в интервале с возможным нефтегазопроявлением производят только при наличии обратного клапана на бурильной колонне или устройства, обеспечивающего перекрытие колонны бурильных труб;

при проектировании обвязки устья скважины и ее коммуникаций должны быть предусмотрены мероприятия, предотвращающие загрязнение моря промывочной жидкостью, нефтью, минерализованными водами и газом;

при разливах на поверхности моря нефть должна быть локализована и собрана техническими средствами и способами, безвредными для водных организмов и не оказывающими неблагоприятного влияния на условия санитарно-бытового водопользования.

Перед началом освоения скважина должна быть оборудована герметичным устьевым устройством и установкой для сбора и ликвидации продукции скважины. Последняя должна состоять из сепаратора, приспособлений для сжигания газа и продукции. При отсутствии блока для сжигания жидкой фазы продукцию необходимо вывезти на сборные пункты. Средства сбора и транспортирования должны исключать разлив продукции в море.

При освоении скважины с ожидаемым аномально высоким пластовым давлением насосно-компрессорные трубы должны быть опущены с забойным отсекателем и соответствующим пакером.

Вскрытие продуктивного горизонта перфорацией эксплуатационной колонны следует производить на утяжеленном растворе, Примененном при бурении данной скважины в пределах вскрываемого горизонта.

2.8 Схемы расположения наземных сооружений и оборудования

Решающими факторами, определяющими схему расположения наземных сооружений и оборудования являются, во-первых, цели, условия и глубина бурения и, во-вторых, географическое месторасположение скважины (суша, море, зона вечной мерзлоты, Арктика и т.п.)- Исходя из этого расположение оборудования, конструкция привышечных сооружений и фундаментов существенно отличаются друг от друга:

при нормальных условиях бурения на суше;

сложных условиях бурения на суше (глубина свыше 5000 м, аномально высокие пластовые давления, температуры и поглощения промывочной жидкости);

бурении в зонах вечной мерзлоты и в условиях Западной Сибири;

бурении на море.

Однако в любом случае буровое оборудование должно быть расположено и смонтировано с учетом: особенностей выбранной буровой установки, климатических условий и рельефа местности, достижения наибольшей компактности в расположении оборудования, безопасности в работе и удобства в обслуживании, сокращения времени и максимального удешевления строительно-монтажных работ, охраны окружающей среды.

Для каждого нефтяного района в зависимости от конкретных условий разрабатывается наиболее рациональная схема расположения оборудования, технология монтажа, демонтажа и транспортировки оборудования с точки на точку. Нельзя рекомендовать единые для всех схему расположения оборудования, способ транспортировки с точки на точку и организацию монтажных и демонтажных работ, так как экономически выгодное и возможное в одном районе может оказаться нерентабельным и просто невозможным в другом.

При нормальных условиях бурения применяют мелкоблочный или крупноблочный метод монтажа.

При бурении скважин в условиях возможных аномально высоких пластовых давлений, поглощения промывочной жидкости, совершенно неизвестного геологического разреза или же на значительную глубину (5000 м и более) буровое оборудование располагают по специально разработанной для каждого конкретного случая схеме. Основными факторами, которые принимаются во внимание при разработке такой схемы, являются:

сокращение времени и максимальное удешевление работ, связанных с проводкой скважины;

безопасность в работе и удобство в обслуживании;

максимальная сохранность окружающей среды.

При редкой сетке заложения структурных, поисковых и разведочных скважин на Крайнем Севере каждая буровая представляет собой индивидуальное законченное хозяйство с комплексом наземных зданий и сооружений, включающих в себя жилые и культурно-бытовые объекты. Как показал опыт, в районах распространения вечной мерзлоты успешная проходка скважин зависит от правильного ведения строительно-монтажных работ и особенно от выбора площадки и типа фундаментов для всего комплекса буровой установки. Для решения вопроса о пригодности любого мерзлого грунта и даже льда в качестве основания под буровое оборудование решающее значение имеет время года, за которое протекает процесс бурения скважин. Если бурение скважины начинается и заканчивается в период отрицательных температур, то основанием фундамента бурового и силового оборудования могут быть любые неустойчивые при оттаивании мерзлые грунты и даже лед. Лишь бы к этому грунту или льду не было доступа промывочной жидкости или воды.

В практике строительства временных фундаментов при глубоком бурении приняты следующие конструкции: фундаменты рамного типа (стулья) и основания на деревянных сваях. Достаточно часто используется монтаж бурового и силового оборудования на металлических основаниях, установленных на брусьях. При этом каждый брус укладывается на растительный слой грунта, предварительно теготоводоизолированный (опилки, шлак, сверху засыпанные слоем глины 5... 10 см). Расстояние между брусьями определяется из расчета допустимой максимальной нагрузки на грунт.

Привышечные сооружения на буровых Крайнего Севера отличаются большими размерами. Увеличение габаритных размеров объясняется стремлением обеспечить теплое хранение для большей части вспомогательных материалов и запасных частей, емкостей для промывочной жидкости устройством внутренней желобной системы, большей мощностью электрического хозяйства. Привышечные сооружения строят брусчатые засыпные из досок или щитов или каркасные с тканевым покрытием.

На территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, где проводится бурение на нефть и газ, все в больших объемах из-за природных условий (сильная болотистость и лесистость) широкое распространение получило кустовое бурение на насыпных островах. В условиях Западной Сибири при этом виде бурения устья скважин размещаются на площадке по одной прямой через каждые 3...5 м. Если в кусте более шести-восьми скважин, то они обычно разделяются противопожарным разрывом в 50 м. Исходя из этого на всех разрабатываемых месторождениях Западной Сибири внедрена типовая схема монтажа бурового оборудования, предусматривающая передвижение в кусте вышечно-лебедочного блока буровой установки и стационарное расположение насосно-емкостной группы с циркуляционной системой очистки бурового раствора. Такое передвижение блока осуществляется, как правило, на специальных основаниях с применением колесного хода или пневмодвигателей.

В конце 1940-х и начале 1950-х гг. в СССР на Каспийском море и в США в Мексиканском заливе были созданы первые морские нефтепромыслы. Разведка и добыча нефти ведутся в настоящее время у берегов 46 стран на всех континентах как на морских акваториях, так и на внутренних озерах. Наиболее интенсивно ведется работа в Мексиканском и Персидском заливах и в других морях. За рубежом происходит непрерывный рост добычи с морских акваторий. Интенсивно начали развиваться эти работы и у нас в стране.

Площадь мирового континентального шельфа, т. е. прибрежного участка моря глубиной 200 м, составляет 23,7 млн. км². Бурение скважин на море в зависимости от условий и характера проводимых работ может осуществляться по-разному. Все установки для морского бурения подразделяют на три основные категории:

стационарные -- постоянные основания, эстакады, искусственные острова;

полустационарные -- плавучие (самоподнимающиеся) буровые установки;

подвижные -- буровые суда, баржи и другие плавучие устройства (полупогружные установки).

Помимо перечисленных основных типов установок существуют еще и промежуточные.

Стационарные установки. В зависимости от того, где монтируется буровое оборудование, можно принять следующую классификацию стационарных морских установок:

буровая установка на индивидуальном морском основании (платформе) островного типа;

буровая установка на кустовых площадках островного и эстакадного типов;

буровая установка на отдельно выступающих в море камнях и островах.

Все перечисленные установки имеют свои характерные особенности и применяются для конкретных производственных условий. В настоящее время дается предпочтение двум вариантам индивидуальных морских оснований (платформ). Это платформа башенного типа с оттяжками (рис. 2.14) и платформа полупогружного типа с избыточной плавучестью (рис. 2.15).

Платформа с оттяжками состоит из крупных вертикальных секций, собранных в опорную башню, которая закрепляется на большом фундаменте. Башня раскреплена оттяжками, которые соединены с якорями, закрепленными в морском дне.

Платформа полупогружного типа крепится к фундаментной плите с помощью натянутых вертикальных тросов. Избыточная плавучесть платформ создает большие растягивающие напряжения в тросах и обеспечивает этим возвращение платформы в вертикальное положение, нарушенное волновыми воздействиями.

Морская платформа предназначена для монтажа на ней вышки, бурового и вспомогательного оборудования и размещения привышечных сооружений. На платформе предусматривается дополнительная площадь для размещения бурильных и обсадных труб, запасов глинопорошка, химических реагентов и других материалов. Платформа является основным конструктивным элементом всей буровой установки и воспринимает все нагрузки, возникающие в процессе строительства скважины. Поэтому в конструктивном отношении морское основание должно быть прочным и обеспечивать надежную и безаварийную работу в процессе бурения скважины.

В разработке морских месторождений нефти и газа иногда применяется эстакадный способ. Морская эстакада представляет собой мост облегченной конструкции. Сущность разработки месторождения этим способом заключается в том, что по заранее составленному плану сооружаются металлические эстакады мостового типа с площадками для бурения, расположенными на определенном расстоянии друг от друга. С площадок производится бурение скважин и последующая их эксплуатация.

На площадках, сооруженных при эстакадах, размещают также отдельные производственные, административные и культурно-бытовые объекты морского нефтепромысла. В качестве примера эстакадного способа разработки нефтяных месторождений можно привести широко известные «Нефтяные камни», расположенные близ Баку.

Условия строительства морских оснований и монтажа на них оборудования находятся в постоянной зависимости от состояния моря и погоды. При работе с плавучим краном нагрузка оборудования и материалов может производиться при ветре до 2 баллов; монтаж вышки может производиться при ветре до 4 баллов; при ветре свыше 5 баллов все строительно-монтажные работы прекращаются.

Полустационарные установки. К ним прежде всего относятся плавучие буровые установки (ПБУ). К ПБУ предъявляются следующие требования: потребность минимального времени на строительно-монтажные работы в море; способность к быстрой передислокации с одной точки бурения на другую; многократность использования; мореходность в плавучем состоянии при переходах на короткие расстояния при ограниченной погоде и разовые переходы на значительные расстояния без ограничения погоды; способность установки на точке бурения в течение гарантированного прогноза погоды времени; автономность, т.е. достаточность материалов для бурения; обеспеченность нормальными жилищными условиями для буровой бригады и другого персонала, которые могут находиться на ПБУ в течение 3...4 недель; обеспеченность полным комплектом бурового...