Особенности строения, состояния, поведения и функционирования технологических процессов бурения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Буровая установка ЗД

Буровая установка предназначена для бурения скважин до 5000 метров. Конструкция стационарна и может перемещаться только после полного демонтажа, а сам монтаж занимает от 8 до 17 суток. Используется для бурения месторождений нефти и газа. Основание установки, а также сама вышка производились из морозоустойчивого метала. Это дало возможность сертифицировать её для проведения робот в условиях крайнего севера, где температура может опускаться до экстремальных -55 градусов. Максимальная же температура составляет +50 градусов. Исходя из данных условий буровая установка ЗД-86 и ЗД-76 предназначены для бурения скважин именно на территории России, что они успешно и делают уже много лет.

Конструктивные особенности.

- Привод лебедки, ротора и одного бурового насоса групповой от 3-х силовых агрегатов с дизелями типа АСД-1Ш-500-КП-ЯСУ500-У2, АСД-2Ш-500/580-ЯСУ500-У2

Привод второго насоса индивидуальный от 2-х силовых агрегатов с дизелями типа АСД-1Ш-500-ЯСУ500-У2, АСД-2Ш-500/500-ЯСУ500-У2

Вспомогательный тормоз - электромагнитный типа УТГ-1450

Источником питания и распределения электроэнергии напряжением 380/220 В. переменного тока, служат два дизель-электрических агрегатов типа АД-100С-Т400 и АД-200С-Т400-1Р мощностью 100кВт каждый.

Буровая лебедка ЛБУ-750

Все наставляемое оборудование имеет технологическую обвязку. Для защиты обслуживающего персонала и оборудования от воздействий применяются укрытия и система обогрева.



Технические характеристики буровой установки 3Д-86

	Характеристики	Значения
1.	Допустимая нагрузка на крюке, ТС	320
2.	Условная глубина бурения, м	5000
3.	Длина свечи, м	23-36
4.	Тип привода	дизельный
5.	Вышка	башенного типа
6.	Высота вышки, м	53
7.	Высота основания, м	7,1
8.	Диаметр талевого каната, мм	32
9.	Оснастка талевой системы	6х7
10.	Лебедка	ЛБ1200-ДМ-1
11.	Мощность лебедки, кВт	1200
12.	Вертлюг	УВ-320МА
13.	Грузоподъемность, Тс	320
14.	Ротор	Р-700
15.	Мощность привода ротора, кВт	350
16.	Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
17.	Буровой насос	УНБ-600
18.	Мощность насоса, кВт	600
19.	Максимальная подача, л/с	51,9
20.	Максимальное давление на выходе, МПа	250



дизель типа АСД-1Ш-500-КП-ЯСУ 500-У2

На агрегат силовой этого типа установлена силовая установка ЯСУ-500Б2, 1 трансмиссионный вал, коробка передач КПЗ-900Д, понижающий редуктор.

Буровые лебедки.

Являются основными исполнительными механизмами для подъёма-спуска бурильной колонны, удержания её навесу или медленного опускания при подаче долота на забой в процессе бурения, спуска обсадных колонн и других работ.

По конструкции буровые лебёдки делятся на две группы:

Двух или трёхвальные (У2-5-5 и У2-2-11). Расшифровка обозначений: У - завод Уралмаш; первая цифра - номер агрегата; вторая цифра - число скоростей лебёдки (для У2-5 с учётом скоростей коробки скоростей, а для У2-2 с учётом только скоростей лебёдки без коробки скоростей); третья цифра - номер модели в хронологической порядке проектирования.

Одновальные с коробкой переменных передач (ЛБУ-750, ЛБУ-1100, ЛБУ-1700). Расшифровка обозначений: ЛБ - лебёдка буровая; У - завод Уралмаш; 750, 1100, 1700 - мощность на барабане в лошадиных силах.

Буровые лебёдки первой группы состоят из сварной рамы, на которой вмонтирован подшипник качения, подъёмный вал с барабаном для навивки талевого каната, промежуточные и трансмиссионные валы. Все валы кинематически связаны между собой цепными передачами, которые передают им крутящие моменты и используются для регулирования частоты вращения валов. На промежуточном валу, кроме звёздочек цепной передачи, в ряде случаев установлены специальные катушки для проведения работы по подтаскиванию грузов, навинчиванию и развинчиванию труб, при спуско-подъёмных операциях. Такие валы называются катушечными. В одно и двухвальных лебёдках катушки не устанавливаются, а для выполнения работ по подтаскиванию грузов и свинчиванию труб используют вспомогательные лебёдки и пневмораскрепители. Рама лебёдки закрыта предохранительными щитами.

Подъёмный вал лебёдки оборудуется двумя видами тормозов - ленточным с ручным и пневматическим управлением (расположенными на тормозных шкивах барабана лебёдки) и гидравлическим или электрическим (соединённым через муфту с подъёмным валом).

Ленточные тормоза служат для удержания колонны труб навесу, регулирования скорости спуска и полного торможения, а также для подачи долота на забой при бурении скважин. Гидравлические или электрические тормоза нужны для замедления спуска колонны и облегчения работы на ленточном тормозе.

Для обеспечения равномерной подачи долота на забой все современные конструкции лебёдок оснащаются автоматами АПД или регуляторами РПД подачи долота, которые соединяются цепными передачами с подъёмным валом и во время бурения включаются с цепными кулачковыми муфтами. Лебёдки снабжены специальной трансмиссией для вращения ротора.

В лебёдках ЛБУ-1100, ЛБУ-1700, ЛБУ-3000, входящих в комплекты буровых установок соответственно БУ-5000, БУ-6500, БУ-8000 с электроприводом, трансмиссия ротора отсутствует, а привод ротора осуществляется от отдельного электродвигателя.

Буровая лебедка ЛБУ-750

Одновальная лебёдка ЛБ-750 состоит из: станины, на которой на двух кронштейнах в подшипниках смонтирован подъёмный вал барабана с тормозными шкивами, шинопневматическими фрикционными муфтами и кулачковой муфтой, а также звёздочками цепных передач. На станине также смонтирован пульт управления лебёдкой, промежуточный вал привода ротора и вспомогательный тормоз.

дизель-электрических агрегат типа АД-100С-Т400

Дизельные электростанции серии АД-100 предназначены для получения трехфазного электрического тока напряжением 400 В, частотой 50 Гц.

В качестве основных источников электроснабжения применяются для автономных объектов (удалённые населённые пункты, фермерские хозяйства, вахтовые посёлки, промышленные объекты, строительные площадки, заводы, фабрики, буровые установки и т.п.)

Пневматический клиновой захват ПКР-560

ПКР-560 состоит из втулки, двух конических вкладышей, клиньев с плашками. Втулка и вкладыши неподвижны относительно стола, а клинья с плашками могут перемещаться по наклонным пазам вкладыша. При перемещении вниз, клинья скользят по наклонным пазам вкладыша и сближаются в радиальном направлении. Под действием радиального усилия, возникающего в клиньях от собственного веса колонны, плашки зажимают трубу, и колонна удерживается в роторе; для освобождения зажатой трубы клинья перемещаются вверх одновременно с колонной труб, поднимаемой крюком.

Привод клинового захвата осуществляется при помощи пневматического цилиндра, закреплённого на кронштейне станины ротора. Шток пневматического цилиндра соединяется с коротким плечом рычага, длинное плечо рычага на конце имеет вилкообразную форму и надевается на ролики кольцевой рамы, с которой соединяются стойки, перемещающиеся в вертикальных направляющих пазах втулки. Верхние концы стоек укреплены в траверсе, которая рычагами соединяется с клиньями; под действием сжатого воздуха, подаваемого в поршневую полость пневмоцилиндра, шток поршня поворачивает рычаг против часовой стрелки, при этом кольцевая рама вместе со стойками, траверсой и рычагами перемещаются вверх и поднимает клинья. Обратное перемещение клиньев осуществляется при подаче сжатого воздуха в штоковую полость пневмоцилиндра и повороте рычага по часовой стрелке. Рычаги обеспечивают перемещение клиньев в радиальном направлении при их подъёме и опускании.

Вес бурильной колонны, удерживаемый клиновым захватом, ограничивается допускаемым контактным давлением между плашками и телом трубы. Для снижения контактных давлений пользуются удлинёнными клиньями и специальными плашками, охватывающими трубу с минимальным зазором между их продольными торцами. В некоторых конструкциях вместо 3-ёх используется 6 клиньев, что способствует более равномерному распределению контактного давления.

СХЕМА КЛИНОВОГО ЗАХВАТА ПКР-560

2. Системы очистки скважины

Системы очистки бурового раствора (ЦС)

Циркуляционная система буровой установки предназначена для приготовления, очистки, регулирования свойств и циркуляции бурового раствора, обеспечивающего вынос выбуренной породы и подведение мощности к забойному двигателю и долоту. Наземная часть циркуляционной системы может быть разбита на подсистему нагнетания и регулирования подачи бурового раствора и подсистему приготовления, очистки, регенерации и регулирования свойств бурового раствора. Первая подсистема включает в себя буровые насосы, подпорные центробежные насосы, приемную емкость и обвязку всасывающих и нагнетательных линий насосов. Для хранения раствора в циркуляционной системе предусматривается несколько емкостей прямоугольного сечения, в том числе приемная емкость со средним полезным объемом 30-40 м3, которые соединены между собой трубопроводами, по которым раствор перепускается из одной емкости в другую. Каждая из подобных емкостей имеет люки для очистки от осадка и секцию растворопровода в виде желоба. Все емкости разделены на два, иногда на три отсека. Для поддержания подвижности бурового раствора используют гидравлические и механические перемешиватели. Применяют обычно механические перемешиватели пропеллерного типа с электроприводом. Гидравлические перемешиватели работают от центробежных или поршневых насосов и представляют собой погруженные под уровень насадки, направленные под различными углами друг к другу. Вторая подсистема предназначена для осуществления следующих технологических операций: приготовления основы бурового раствора в виде водоглинистой суспензии, соляробитумной смеси или водонефтяной эмульсии; утяжеления бурового раствора; регулирования и стабилизации свойств раствора с помощью химических реагентов; очистки бурового раствора от выбуренной породы и газа. В связи с повсеместным использованием порошкообразных материалов (глинопорошки, барит и др.) широко применяются при приготовлении водоглинистых суспензий и утяжелении блоки приготовления буровых растворов типа БПР. Очистка бурового раствора одна из важнейших операций в современном бурении, от которой существенно зависит эффективность всего процесса строительства скважин,. Следует отметить, что в зависимости от глубин и геолого-географических условий число элементов в циркуляционной системе может варьироваться. В качестве средств для грубой очистки используют вибросита. Для тонкой очистки бурового раствора используют гидроциклонные шламоотделители, первая ступень которых называется пескоотделителем, а вторая - илоотделителем. Для очистки от выбуренной породы утяжеленных буровых растворов используют специальные установки. Для удаления газа из бурового раствора применяют вакуумный дегазатор. В зависимости от класса буровой установки, определяемого ее грузоподъемностью и глубиной скважин, а также от сложности технологического процесса бурения буровые установки комплектуются циркуляционными системами (ЦС), включающими набор блоков, оснащенных различным оборудованием для приготовления очистки и циркуляции бурового раствора. Расположение блоков циркуляционной системы определяется размещением основного бурового оборудования. Эти комплекты включают: блок очистки, промежуточный блок, приёмный блок, блок химреагентов, блок дегазатора, блок приготовления буровых растворов, блок долива скважины, блок подпорных насосов, ёмкость для воды и другое оборудования. Блоки приготовления и обработки буровых растворов В данном разделе каталога представлены краткие технические характеристики и комплектация некоторых блоков циркуляционной системы.

Блок приготовления бурового раствора: Блок приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР-1(БПР-2) предназначен для приготовления буровых растворов, химических реагентов и различных технологических жидкостей при строительстве и капитальном ремонте скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов, а также с установками для капитального ремонта скважин и другими техническими средствами. К преимуществам использования блока относятся сокращение времени приготовления растворов, возможность одновременного смешивания и диспергирования (эмульгирования) компонентов раствора за один цикл циркуляции жидкости, исключение потерь материалов, экологичность процесса приготовления химреагентов, буровых растворов и спецжидкостей, механизация и безопасность работ, простота обслуживания и эксплуатации, возможность организовать оборотное водоснабжение на буровой. Блок приготовления и обработки бурового раствора: предназначен для приготовления и обработки раствора непосредственно на буровой. Он включает в себя резервуар, насосный агрегат, смесительное устройство, диспергатор и др. Управление электрооборудованием осуществляется из одного или нескольких шкафов управления. Блок выпускается серийно для комплектации циркуляционных систем буровых установок глубиной бурения до 5000 м., и используется для приготовления буровых растворов на водной и неводной основе из порошкообразных и жидких материалов, а также регулирования их свойств в процессе бурения скважин в составе циркуляционных систем буровых установок. Блок очистки бурового раствора: Блоки очистки предназначены для ведения буровых работ по малоотходной или безамбарной технологии и входят в состав циркуляционных систем буровых установок всех классов. Они обеспечивают очистку буровых растворов от шлама с размером частиц более 5 мкм, обработку на центрифуге сливов песко- и илоотделителя с выделением шлама пониженной влажности, регенерацию барита, его многократное использование при бурении и выведение из бурового раствора избытка коллоидной фазы, а также регенерацию барита после завершения бурения скважины, переработку избытков бурового раствора с его разделением на оборотную воду и шлам пониженной влажности, дегазацию буровых растворов. При использовании полнокомплектных блоков очистки в 2-3 раза сокращается объем отходов бурения, на 40-60 % уменьшается расход барита и химреагентов. В процессе бурения из блока выходит шлам пониженной влажности, пригодный для перевозки в контейнерах или бортовых транспортных средствах. Такой шлам легко поддается обезвреживанию по известным технологиям при минимуме затрат. В зависимости от класса буровой установки блок очистки комплектуется: линейным виброситом СВ1Л - 1-3 шт.; пескоотделителем типа ГЦ 360 - 1 шт.; илоотделителем типа ИГ 45/75 - 1 шт.; ситогидроциклонным сепаратором СГС 65/300 - 1 шт.; глиноотделителем на базе центрифуги полной комплектности (два насоса, перемешиватель, приемное устройство, рама) - 1 компл.; блоком флокуляции (по спецзаказу) - 1 компл.; шламовыми насосами типа ГРА-170/40 - 1-3 шт.; дегазатором "Каскад-40" - 1 компл. Пропускная способность блока очистки соответствует классу применяемой буровой установки и может в зависимости от набора технических средств изменяться от 25 до 90 л/с. Комплект оборудования размещается на одной или двух емкостях в соответствии с условиями бурения и классом буровой установки. Гидравлическая схема блока очистки позволяет использовать очистные механизмы в зависимости от условий бурения, вести обработку бурового раствора.

Основные функции, выполняемые ЦС:

- транспортирование раствора от устья скважины до очистного оборудования;

- очистка бурового раствора от частиц выбуренной породы и сброса их в амбар (или в автомобиль при без амбарном бурении);

- дегазация бурового раствора;

- регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе с помощью центрифуги;

- химическая обработка и хранение раствора;

- подвод раствора к буровым насосам;

- подача раствора в емкость для долива;

- приготовление бурового раствора;

- сбор стоков с приямков шламовых насосов;

- сбор конденсата с паровых регистров емкостей и с отопительных агрегатов.

Электрооборудование и трассировка - выполнение с соблюдением взрывобезопасности. В модулях ЦС предусмотрена естественная и принудительная вентиляция.

Готовый буровой раствор через напорный рукав, присоединенный к неподвижной части вертлюга, закачивается в бурильную колонну буровыми насосами. Пройдя по бурильным трубам вниз, он с большой скоростью проходит через отверстия в долоте к забою скважины, захватывает частички породы, а затем поднимается между стенками скважины и бурильными трубами. Отказываться от его повторного использования экономически нецелесообразно, а использовать без очистки вновь нельзя, т.к. в противном случае происходит интенсивный абразивный износ оборудования и бурильного инструмента, снижается удерживающая способность бурового раствора, уменьшаются возможности выноса новых крупных обломков породы.

Механизмы циркуляционных системы обеспечивают трёхступенчатую очистку бурового раствора. Из скважины раствор поступает на вибросито в первую ступень грубой очистки и собирается в отстойнике ёмкости, где осаждается грубодисперсный песок. Из отстойника раствор проходит в отсек циркуляционной системы и подаётся центробежным шламовым насосом в дегазатор при необходимости дегазации раствора, а затем - в пескоотделитель, где проходит вторую ступень очистки от породы размером до 0,074-0,08 мм. После этого раствор подаётся в илоотделитель - третью ступень очистки, где удаляются частицы породы до 0,03 мм. Песок и ил сбрасываются в ёмкость, откуда подаётся в центрифугу для дополнительного отделения раствора от породы. Очищенный раствор из третьей ступени поступает в приёмные ёмкости - в приёмный блок буровых насосов для подачи его в скважину.

Оборудование для очистки бурового раствора

Очистка промывочной жидкости осуществляется как за счет естественного выпадания частиц породы в желобах и емкостях, так и принудительно в механических устройствах виброситах, гидроциклонах и центрифугах. В современной технологии бурения скважин предъявляют особые требования к буровым растворам, согласно которым оборудование по очистке раствора должно обеспечивать качественную чистку раствора от твёрдой фазы, смешивать и охлаждать его, а также удалять из раствора газ, поступивший в него из газонасыщенных пластов во время бурения. В связи с этими требованиями современные буровые установки комплектуются циркуляционными системами с определённым набором унифицированных механизмов - емкостей, устройств по очистке и приготовления буровых растворов. Для очистки буровых растворов от породы в циркуляционных системах применяют вибросита (вибрационные сита), гидроциклонные шламоотделители и илоотделители, центрифуги.

Средства грубой очистки бурового раствора

Средства грубой очистки представлены в основном механическими вибрационными установками (виброситами), способными удалять крупный шлам размером свыше 100 мкм. без особого нарушения скорости прокачки бурового раствора.

В виброситах шлам от бурового раствора отделяется с помощью просеивающего устройства. Применяются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2, СВ-2Б, ЛВС-1 и одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1. По принципу действия все вибросита аналогичны.



Средства тонкой очистки бурового раствора

Средства тонкой очистки представлены более широким спектром механических средств: сито-гидроциклонные сепараторы, песко- и илоотделители, деканторные центрифуги и т.п. Деление гидроциклонных сепараторов производится условно по диаметру внутренней цилиндрической части гидроциклона и по способности отделения частиц на пескоотделители и илоотделители. По принципу действия гидроциклоны представляют собой инерционно-гравитационные отделители грубодисперсного шлама от бурового раствора.

Для удаления из раствора песка с размером частиц более 0,074 мм применяют гидроциклоны диаметром 150 мм и более, которые называются пескоотделителями. А для выделения ила с размером частиц менее 0,074 мм - гидроциклоны диаметром 50-100 мм - илоотделители. Для очистки растворов от мелкодисперсных частиц диаметром 0,03 мм используют центрифуги различных конструкций.

Линейный ситогидроциклонный сепаратор ЛСГС представляет из себя единую конструкцию, состоящую из линейного вибросита ЛВС 1 и установленными на нем песко- и илоотделителями и предназначен для очистки бурового раствора от частиц выбуренной породы при бурении нефтяных и газовых скважин. Оснащается, в зависимости от исполнений, илоотделителем гидроциклонным ИГ-45М-2, илоотделителем тонкой очистки ИГ-45/75-К, пескоотделителем ПГ-60/300-В. На вибросите установлены две гибкие трехслойные кассеты. Угол наклона виброрамы вибросита регулируется. Песко- и илоотделители изготовлены из высокопрочного полиуретана, который обеспечивает продолжительный срок службы. В зависимости от исполнения оборудования величина возмущающей силы вибратора может регулироваться.

Илоотделителем тонкой очистки и пескоотделитель



В момент прохождения практики я ознакомился с такими процессами как:

- Монтаж буровой установки

- СПО

- Перетяжка каната

- Спуск обсадной колоны

- ИПТ

- Отбор керна

- Ремонт буровых насосов

- Ревизия виброситов

- Заготовка бур. раствора

- Работы по испытанию скважин испытателем пластов на бурильных трубах КИИ -146 -ЗПКМ

3. Испытание скважин

Одна из важных операций на разведочной скважине - это операция по испытанию пластов.

Испытание пластов на трубах (ИПТ) - экспресс метод - основан на прослеживании восстановления давления в интервале испытания после кратковременного дренирования объекта. Под испытанием пласта понимается: возбуждение притока, отбор проб пластового флюида, выявление газонефтеводосодержания пласта, определение основных гидродинамических характеристик пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности, коэффициент закупорки призабойной зоны и др.). Сущность: После вскрытия пласта подлежащего испытанию в скважину на пустых или частично заполненных жидкостью бурильных трубах, спускается комплекс испытательного оборудования с закрытым приемным клапаном. Испытуемый пласт с помощью пакерующего элемента герметично изолируется от остальной части ствола скважины (гидростатики), после открытия приемного клапана испытателя пластов, подпакерная зона сообщается с полостью бурильных труб. Давление столба залитой в трубах жидкости заведомо ниже ожидаемого пластового, благодаря чему осуществляется возбуждение притока и пластовый флюид поступает в бурильные трубы. При необходимости полость бурильных труб может быть закрыта от подпакерного пространства с целью записи кривой восстановления давления. Цикл испытания объекта состоит из двух периодов (притока и восстановления давления). Стандартным испытанием скважин ИПТ является испытание двухцикловое. Первый- вспомогательный, сравнительно непродолжительный цикл и второй - основной. При подъеме бурильных труб отбирают пробы пластовой жидкости и газа. Характер насыщения и эксплуатационные характеристики объекта определяют из анализа проб и обработки диаграмм регистрирующих манометров установленных под пакером и в трубах над ИПТ.

На практике работают комплексами КИИ3-95, ИПТ-127 и КИИ3-146.

Среди импортных отмечается DST в компоновке с пакерами надувного типа, устанавливаемые путем вращения колонны бурильных труб посредством нагнетания в пакера промывочного раствора от насоса встроенного в DSТ. бурильный колонна пневматический скважина

План работ по испытанию скв.1503 испытателем пластов на бурильных трубах КИИ-146-ЗПКМ, в интервале 1601-1615 м.

1.Данные по скважине

Конструкция скважины:

Направление Ш426 30м, цемент до устья.

Кондуктор Ш324 429м, цемент до устья.

Тех. Колонна Ш245 1559м, цемент до устья.

Экс. Колонна Не спускалась

Открытый ствол Ш215,9мм 1559- м.

Противовыбросовое оборудование:

ОП5-350\35.

ППГ-350х35 -2 шт.

ПУГ-350х35.

Диаметр скважины в месте установки пакера 215,9 мм.

Параметры промывочной жидкости по ГТН:

Уд. Вес 1,10 г/см3

Вязкость - 30-35 сек

Водоотдача - 7 см3/30 мин

рН - 7.5-8

Бурильные трубы СБТ 127 мм

Ожидаемое пластовое давление 359,5 Па

Ожидаемый характер насыщения Нефть + вода, проявления слабой активности

2. Подготовительные работы

№	Наименование работ	Ответственный
2.1.	Провести каротажные работы с обязательным снятием кавернограммы и привязкой забоя к вскрытому разрезу.	Геолог
2.2.	Произвести спуск компоновки для шаблонировки ствола скважины, проработать ствол скважины в интервалах посадок и затяжек до свободного хождения инструмента.	Буровой мастер
2.3.	Скважину промыть в объеме, обеспечивающим стабильную чистоту забоя (не менее 2-х циклов). Привести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН и программой промывки.	Инженер по растворам, буровой мастер.
2.4.	Произвести подъем инструмента.	Буровой мастер
2.5.	Проверить буровое оборудование. Особое внимание уделить исправности индикатора веса, датчик веса ГТИ, талевого каната, ПВО, тормозных колодок, осуществить проверку линий.	Буровой мастер, механик, нач. партии ГТИ.
2.6.	До начала работ по испытанию на буровой должны находиться следующие документы: - план испытания; - акт на опрессовку ПВО и узлов устьевой обвязки; - вся техническая документация на ПВО и устьевое оборудование.	Буровой мастер
2.7.	Проверить состояние противовыбросного оборудования, его работоспособность обвязку.	Буровой мастер
2.8.	Перед началом работ: - провести тревогу “Выброс”, ознакомить персонал буровой бригады ПЛА под роспись. - провести инструктаж бригады по безопасному ведению работ с записью в журнале под роспись. - ознакомить с планом испытания.	Буровой мастер
2.9.	Произвести подготовку глубинных манометров.	Начальник партии по испытанию
2.10.	Необходимо иметь на буровой полуторакратный запас промывочной жидкости на поверхности и хим. реагентов, необходимых для приготовления раствора в объеме скважины.	Инженер по растворам, буровой мастер.
2.11.	Перед началом работ в двух экземплярах составить акт о готовности скважины к испытанию.	Буровой мастер, нач. отряда по испытанию.

3. Спуск комплекта испытательных инструментов

№	Наименование работ	Ответственный
3.1.	Спуск ИПТ производить в следующей компоновке: см. приложение 1. Установить автономные маноментры в следующей последовательности: в СБТ под нижним пакером, в фильтре, в СБТ над ЗПКМ.	Буровой мастер, нач. отряда по испытанию.
3.2.	Инструмент спускается со скоростью не более 0,3 м/c в открытом стволе; в колонне - 0,5 м/c. При посадках 1-2 тн дальнейший спуск прекратить, инструмент поднять для проработки ствола скважины в интервалах посадок.	Буровой мастер.
3.3.	Во время спуска вести постоянный контроль за положением уровня в скважине. При снижении уровня в кольцевом пространстве спуск КИИ прекратить, скважину долить до устья, инструмент поднять из скважины для ревизии ИПТ, подъем вести с постоянным доливом скважины промывочной жидкостью.	Буровой мастер, нач. отряда по испытанию.
3.4.	Заливку колонны бурильных труб производить технической водой через 5-10 свечей из расчета депрессии 160 атм (1955 м. долив от ЗПКМ)	Буровой мастер, нач. отряда по испытанию.
3.5.	На период проведения ИПТ обеспечить непрерывный контроль за: - объемом вытесняемой промывочной жидкости при спуске; - положением уровня в затрубье на устье в скважине в процессе всего испытания; - объем долива при подъеме.	Буровой мастер, нач. отряда по испытанию.
3.6.	Обвязку устья скважины произвести согласно типовой схемы обвязки при проведении работ с трубным пластоиспытателем.	Буровой мастер, нач. отряда по испытанию.



4. Проведение испытания

№	Наименование работ	Ответственный
4.1.	При спуске КИИ отобрать пробу промывочной жидкости из желобов в кол-ве 1,5 литра.	Начальник партии по испытанию
4.2.	Перед пакеровкой проверяется система долива скважины. Производится нагрузка на пакер до 10-12 тн. Ведется контроль за уровнем в затрубном пространстве. При негерметичности пакеровки, увеличить нагрузку до 12-14 тн. При отсутствии герметичности, приступить к подъему инструмента.	Буровой мастер, нач. отряда по испытанию.
4.3.	Глубина установки пакера (уточняется по данным ГИС): верхний______м; нижний_______м.	Геолог
4.4.	Продолжительность исследования: I цикл открытый период 30 мин. Закрытый период 90 мин. II цикл открытый период 30 мин. Закрытый период 90 мин. Общая продолжительность исследования не более 240 мин. (время общей продолжительности исследования, открытых и закрытых периодов уточняется в зависимости от интенсивности притока, при получении интенсивного притока провести испытание в один цикл)	Начальник партии по испытанию
4.5.	При исследованиях в случаи проявления на устье в трубах жид-ти предварительного долива, закрытьзапорно-поворотный клапан(ЗПКМ). Произвести запись КВД. Произвести запись с пакера. Открыть циркуляционный клапан и обратной промывкой при закрытом привенторе удалить из труб жид-ть притока.	Буровой мастер
4.6.	Снятие с пакера производится путем ступенчатого снижения нагрузки на пакер: сначала выбирается первоначальный вес инструмента до пакеровки, плюс вес притока, затем делается выдержка 10-15 мин., после чего дать натяжку 2-4 и выдержкой 2-3 мин..	Буровой мастер, Начальник партии по испытанию
4.7.	При возникновении затяжек во время снятия пакера приступить к расхаживанию инструмента. Не допускать передачи снижающей нагрузки на пакер по длительности более 15 сек.. Если инструмент не освобождается, через 2-4 часа расхаживание прекратить, восстановить циркуляцию. Дальнейшие работы считать аварийными и проводятся по дополнительному плану, утвержденному главным инженером предприятия и согласованному с Заказчиком.	Буровой мастер, Начальник партии по испытанию
4.8.	При возникновении проявления в кольцевом пространстве скважины закрыть привентор, открыть циркуляционный клапан, создать обратную циркуляцию буровым насосом через блок дросселирования. Во время обратной промывки следить за давлением на манифольде бурового насоса, которое не должно превышать 30 Атм. Провести промывку с дегазацией до полного выравнивания параметров бурового раствора в скважине.	Буровой мастер, Начальник партии по испытанию

5. Подъем ИПТ из скважины

№	Наименование работ	Ответственный
5.1.	При подъеме ИПТ осуществлять постоянный долив раствора скважины с контролем через 3-5 свечей.	Буровой мастер
5.2.	При появлении уровня жид-ти в трубах, на устье и наличия в нем нефти, навернуть ведущую трубу на бурильные трубы. При отсутствии нефти продолжить подъем.	Буровой мастер
5.3.	Подсчитать число заполненных жид-тью свечей и определить количество поступившего флюида в трубы.	Начальник партии по испытанию
5.4.	При переливе жид-ти долива из труб избыточным давлением в трубы срезать диафрагму циркуляционного клапана, загерметизировать кольцевое пространство превентором и обратной промывкой заменить жид-ть в трубах буровым раствором.	Буровой мастер
5.5.	При промывки отобрать пробы пластовой жид-ти и растворенного газа.	Начальник партии по испытанию
5.6.	После подъема КИИ на поверхность, разобрать компановку пластоиспытателя, провести ревизию комплекта, подготовить к следующему спуску.	Начальник партии по испытанию
5.7.	Составить акт об испытании скважины испытателем пластов на трубах установленной формы, с предварительным заключением о гидродинамических параметрах пласта и приложением копии диаграмм глубинных манометров, предоставить заключение по результатам испытания в установленные сроки.	Начальник партии по испытанию, геолог, бур.мастер.
5.8.	За соблюдение техники безопасности всего цикла работ и противопожарную безопасность - ответственный.	Буровой мастер, начальник партии по испытанию.



Компоновка ИПТ

Испытатель пластов ППГ-146 предназначен для вызова притока из пласта, изолированного от остальных частей скважины пакером, при сниженном противодавлении на пласт.

Ясс гидравлический применяется для облегчения снятия пакера с места по окончании испытания.

Пакер цилиндрический ПЦ-178, ПЦ-146 используется для разобщения скважины с испытанным пластом.

Фильтр Ф-146 предназначен для фильтрации жидкости, поступающей из зоны испытанного пласта сквозь испытующие приспособления.

Переводник для установления приборов ПП-146. Назначение переводника - установление глубинных приборов (манометров, термометров).

Клапан циркуляционный КЦ-146 используется с целью восстановления прямой и обратной циркуляции над испытателями пластов.

Приспособление для опрессования (ПО). Назначение приспособления - создание гидравлического давления в узлах ИПТ для испытания на герметичность и заполнение масляной камеры испытателя пластов.

Клапан запорно-поворотный двойного закрытия (ЗП-2-146). Его назначение - двухкратное закрытие и открытие полости бурильных труб с целью записи при помощи глубинных манометров начальной и конечной кривой восстановления давления (КВД).

Обвязка к приспособлению для сжатия (ОПС). Назначение обвязки - подвод масла в приспособление для сжатия и управление его работой.

Приспособление для сжатия (ПСГ-146). Приспособление используется для сжатия и растяжения испытателя пластов.

Удлинитель обеспечивает сбор по секциям для предупреждения изгиба штока при затягивании комплекса в буровую с мостков и подборе длины колонны бурильных труб.

4. Перспективность отрасли

Потребность в чистой, безопасной, доступной энергии увеличивается с каждым годом. Вслед за ростом спроса растет и добыча нефти. Вы можете помочь в достижении целей стоящих перед нефтяной индустрией. Если вы хотите изменить к лучшему этот мир, любите решение сложных задач, ищите интересную работу и стремитесь к финансовой обеспеченности - вам стоит серьезно подумать о карьере в нефтяной отрасли.

Чем привлекательна карьера в нефтяной отрасли? Высокая зарплата, высокие бонусы, значительный социальный пакет. Но не только материальное вознаграждение привлекательно.

Нефтяная отрасль - одна из самых комплексных. Что это значит? Это значит, что в ней может найти применение практически любой в чем-то талантливый человек. За одним словом нефтяник кроется целый арсенал профессий. Нефтянка - это и инженерные специальности и экономические. Это химики, математики, буровики, финансисты, юристы, бухгалтера, слесари, технологи, геологи, энергетики, экономисты и другие самые разные профессии.

Инженер-нефтяник - одна из самых перспективных профессий

По данным Общество инженеров-нефтяников (The Society of Petroleum Engineers) для обеспечения мира необходимым количеством энергии сегодня и в будущем требуется на 38% больше инженеров-нефтяников.

Для инженеров нефтяная отрасль всегда была благоприятным полем деятельности. Здесь вы найдете множество различных возможностей по реализации и развитию своих технических и личностных качеств.

Инженеры-нефтяники занимаются поиском месторождений нефти и газа, их разработкой и эксплуатацией, на них также возложена обязанность по восстановлению территории после завершения буровых работ. Они рационализаторы, использующие ультрасовременные технологии для разработки новых методов обнаружения нефти и бурения скважин. Профессия инженера-нефтяника предполагает множество различных специализаций, однако все они служат одной цели - обеспечить мир энергией и сохранить окружающую среду для следующих поколений.

Некоторые области специализации инженеров-нефтяников: инженер-буровик; инженер-технолог; инженер-разработчик нефтяных и газовых месторождений; инженер-эколог; преподаватель / профессор; консультант; представитель по работе с органами власти; предприниматель; руководитель.

Работа инженеров-нефтяников осуществляется как из офиса, при помощи специальных компьютерных программ, так и на месторождениях. Кроме того, они часто путешествуют в различные точки своей страны и мира, где реализуют самые разнообразные проекты, так или иначе связанные с их специализацией.

Спрос на новые методы, технологии и источники получения энергии постоянно растет, а с ним повышается и спрос на инженеров-нефтяников. Многие представители этой профессии скоро достигнут пенсионного возраста, а это значит, что молодые специалисты получат шанс на быстрый карьерный рост.

Миру всегда будет необходима энергия. Нефть и газ - наиболее важные источники энергии, спрос на которую только растет. Удовлетворение растущего спроса на энергию - задача инженеров-нефтяников. От них ждут инновационных разработок и поиска новых источников для удовлетворения этого спроса. Именно представители этой профессии определяют будущее человечества и на самом деле изменяют мир. Поэтому выбравших карьеру инженера-нефтяника сегодня ждет уникальное и захватывающее будущее.



Заключение

Я, Мамбетризин Р. Ж., находился на практике в ООО «ЮУБК».

Я получил определенные практические знания, способствующие лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

За время практики я:

развил и накопил специальные навыки участия в разработке организационно-методических и нормативных документов для решения отдельных задач по месту прохождения практики;

изучил особенности строения, состояния, поведения и функционирования технологических процессов бурения;

освоил приемы, методы и способы выявления, наблюдения, измерения и контроля параметров буровых технологических процессов

ознакомился с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, с основным оборудованием, применяемом при бурении нефтяных и газовых скважин.



Литература

1. Булатов А.И. и др. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для ВУЗов - М: ООО «Недра - Бизнесцентр» 2003 - 1007 с.

2. Абубакиров В.Ф. и др. Оборудование буровое, противовыбросовое и устьевое: Справ. пособ.: В 2 т. Т.1. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 732 с

3. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - М.: Недра, 1990.

Размещено на Allbest.ru

...