Билет № 18.

Вопрос № 1. Схема смазки приводной части НБТ-600.

Вопрос № 2. Причины искривления ствола скважины.

Влияние геологических условий на искривление скважины.

К геологическим условиям, вызывающим искривление ствола скважины, относятся:

- наклонное залегание пластов;

- анизотропность горных пород;

- чередование пород, существенно отличающихся твердостью, трещиноватостью, кавернозностью;

- наличие тектонических нарушений;

- напряженное состояние пород.

Тип долота существенно влияет на критический угол. При бурении шарошечными долотами он выше, чем при бурении в аналогических условиях долотами скалывающе- истирающего типа. В наклонно залегающих пластах при переходе из твердой породы в мягкую, долото интенсивнее разрушает последнюю, в результате чего искривление происходит в сторону твердой породы, то есть в направлении, противоположном направлению искривления при входе в более твердую породу. Но так как переход в мягкую породу обычно сопровождается сломом или сколом более твердой породы, то степень искривления при выходе из твердой породы меньше, чем при входе в нее.

При чередовании различных по твердости пород возможно азимутальное искривление.

Когда долото встречается с различного рода включениями и пустотами (валуны, гальки, жилы и дайки, полые трещины, карст), наблюдается незакономерное искривление ствола, обычно в вертикальной и горизонтальной плоскостях, интенсивность которого выше в мягких и рыхлых породах.

Влияние технических причин на искривление скважины.

К основным техническим причинам искривления скважин относятся:

-применение породоразрушающих инструментов и элементов КНБК, непредусмотренных режимно-технологической картой;

-эксцентричное или с перекосами присоединение отдельных элементов компоновки между собой и долотом, что обычно обусловливает несоосное со скважиной расположение низа колонны и образование увеличенных и неравномерных зазоров между стенками скважины и КНБК, приводит к усиленной , часто односторонней разработке стенок скважины, асимметричному разрушению забоя и, в конечном счете, к необоснованному искривлению ствола скважины.

Несоосность низа бурильной колонны в скважине при переходе с большего диаметра на меньший вызывает эксцентричное продолжение ствола меньшего диаметра, а при расширении ствола – отклонение его от первоначального направления. Бурение с эксцентрично навинченным долотом, с погнутыми ведущими трубами может способствовать интенсивному разбуриванию стенок скважины. Применение коротких турбобуров, турбодолот или других забойных двигателей в часто перемежающихся по твердости, а также в неоднородных и анизотропных породах также приводит к искривлениям.

Ствол может искривляться еще в самом начале бурения. К техническим причинам, вызывающим неправильное начальное направление скважин, относят несовпадение осей вышки, стола ротора и шахтного направления; негоризонтальность стола ротора, искривленность ведущей трубы.

Влияние технологических факторов на искривление скважин.

К группе технологических относятся причины, определяемые непосредственно технологией бурения. Это – основные задаваемые режимные параметры: осевая нагрузка на долото, частота его вращения, расход и качество бурового раствора. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать ее в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Но и в этом случае в крутозалегающих анизотропных породах возможно искривление ствола скважины. Переход на реактивно – турбинный способ позволяет практически исключить или свести к минимуму искривление скважин. Таким образом, способ бурения- существенный фактор, влияющий на искривление скважины. Чем больше кривизна, неравномерность разрушения забоя и износ долота, тем больше вероятность искривления.

Для предупреждения искривления низ колонны центрируют в стволе скважины с помощью различных устройств (центраторов), которые, воспринимая радиальные усилия от бурильной колонны, передают их на стенки скважины. Если бы низ колонны удалось расположить в стволе скважины концентрично, без зазоров между трубами и стенками скважины, а последние были бы совершенно недеформируемы, то при отсутствии боковой фрезерующей силы на долоте искривление было бы исключено. Однако в реальных условиях зазоры имеются, стенки скважины деформируются, причем тем больше, чем выше осевая нагрузка. Поэтому низ бурильной колонны искривляется, вызывая искривление ствола скважины. Аналогично проявляется влияние частоты вращения долота, расхода и качества бурового раствора. Обычно с увеличением зенитного угла азимут становится более устойчивым. Все эти факторы рассматривают по преобладанию.

Вопрос № 3. Особенности технологии бурения скважин на месторождениях, содержащих сероводород.

Буровая установка должна быть расположена от жилых строений, населенных пунктов и магистральных дорог, на расстоянии, обеспечивающем содержание сероводорода в воздухе в соответствии с санитарными нормами.

Буровое оборудование, а также вспомогательные помещения на территории буровой должны располагаться с учетом рельефа местности и направления господствующих ветров.

Буровая вышка должна устанавливаться на фундамент, обеспечивающий свободное размещение противовыбросового оборудования с подходом к нему с двух сторон и естественное вентилирование подвышенного пространства. Из - под буровой должен быть сток для отвода разлившихся технологических жидкостей в шламовый амбар.

Жилой комплекс на территории буровой должен быть расположен с наветренной стороны с учетом розы ветров. Вход в вагон-дома должен предусматриваться со стороны, противо­положной направлению ветра.

Для принудительного удаления газа из промывочной жидкости должны быть использованы дегазаторы и устройства для от­вода газа.

Перед вскрытием сероводородсодержащих пластов комиссия пред­приятия должна провести обследование буровой и составить акт о ее го­товности. При обнаружении нарушении, которые могут повлечь за собой опасность для жизни людей или возникновение открытого фонтанирования, работы на скважине должны быть приостановлены.

Перед вскрытием пласта, содержащею сероводород (не менее 100 метров до пласта), необходимо:

• вокруг территории буровой установить знаки безопасности;

• проверить исправность приборов контроля концентрации сероводо­рода, наличие и готовность СИЗ, систем дегазации;

• обработать промывочную жидкость реагентом для нейтрализации сероводорода из расчета ожидаемой концентрации его в промывочной жид­кости;

• провести дополнительный инструктаж и тренировочное занятие по плану ликвидации возможных аварий со всеми рабочими и ИТР, осуществляющими бурение скважины;

• до вскрытия пласта, содержащего сероводород, буровая должна быть обеспечена запасом химических реагентов, нейтрализующих серово­дород.

При вскрытии пластов, содержащих сероводород, наличие его в промывочной жидкости должно постоянно контролироваться.

Химические реагенты для нейтрализации сероводорода в составе промывочной жидкости должны отвечать следующим требованиям:

полностью нейтрализовать сероводород, не ухудшая качества про­мывочной жидкости;

не быть токсичными;

реакция с сероводородом должна носить необратимый характер.

Параметры промывочной жидкости должны быть определены до и после введения нейтрализатора. Не допускается отклонение парамет­ров промывочной жидкости от указанных в геологотехническом наряде.

Если после обработки промывочной жидкости концентрация серо­водорода продолжает повышаться, промывочную жидкость необходимо утяжелять. Изменение параметров промывочной жидкости в этих случаях должно проводиться по решению главного инженера предприятия.

Перед проведением работ по установке цементных мостов, ванн, спуску колонн и т. п. при вскрытии пластах, содержащих сероводород, промывочная жидкость должна быть обработана нейтрализаторами.

В процессе бурения необходимо систематически определять кон­центрацию водородных ионов в промывочной жидкости (РН), уменьше­ние которой может указывать на увеличение притока сероводорода из пласта.

Вскрытие пласта и освоение скважины должны осуществляться под непосредственным руководством бурового мастера или ответственного инженерно-технического работника.

Между членами вахты, а также другими исполнителями работы должно быть установлено взаимное наблюдение для своевременного об­наружения признаков возможного отравления в случае выделения серо­водорода.

При подъеме бурильного инструмента должен применяться очис­титель бурильных труб, уменьшающий опасность загрязнения атмосферы буровой сероводородом.

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений обсадных колонн необходимо применять специальные трубы и уплотнительные смазки.

Противовыбросовое оборудование, бурильные трубы и трубопроводы, находившиеся в контакте с сероводородной средой, перед использовани­ем их на другой скважине должны быть опрессованы.

Отработанная промывочная жидкость, пластовые воды перед сбро­сом их в шламовый амбар должны быть нейтрализованы.

Шлам (осадок), извлекаемый при очистке промывочной жидкости, приемных и запасных емкостей, желобной системы, содержащей сероводород, необходимо отвести в амбар, заполненный нейтрали­зующим раствором.

Разборка грунтоноски и выбивка керна, поднятого из пластов, содержащих сероводород, должны проводиться в противогазах.

При ремонтных работах внутренние поверхности всех разбираемых узлов насосов, запорной арматуры и т. д. должны быть обильно смоче­ны керосином.

Вопрос № 4. Требования правил ТБ к буровым насосам и нагнетательной линии.

Пост бурильщика должен быть связан сигнализацией с пультом управления насоса.

В насосной должен быть проложен желоб для отвода жидкости охлаждающей штока.

Перед началом эксплуатации следует убедиться в горизонтальной установке насоса.

Смотровые люки масляной ванны и камер крейцкопфов должны быть плотно закрыты металлическими щитами.

Все движущиеся и вращающиеся части насосов (концы валов, клиноременная передача и др.) должны быть надежно ограждены (вы­ступающий, свободный конец трансмиссионного вала — сплошным кожу­хом, клиноременная передача-сетчатым или перильным ограждением).

Нагнетательный трубопровод должен быть прямолинейным и без резких поворотов. Его следует изготовлять из бесшовных труб с толщи­ной стенок, определенных расчетным путем, с наименьшим числом свар­ных и фланцевых соединений.

Нагнетательный трубопровод рекомендуется изготовлять из отдельных труб, длиной до 11 м, с быстроразъемными соединениями: их конструкция не должна допускать самопроизвольного раскрепления и нарушения герметичности стыков в процессе работы.

Для уменьшения вибрации нагнетательного трубопровода послед­ний должен надежно крепиться к фундаментам, блочным основаниям или промежуточным стойкам.

В случае применения буровых рукавов в качестве нагнетательно­го трубопровода, должны быть также предусмотрены меры для уменьше­ния вибрации.

Нагнетательный трубопровод должен укладываться с уклоном не менее 3 градусов от стояка до выкида крайнего насоса, чтобы обеспе­чивался сток промывочной жидкости из него при остановке насоса. В самой нижней части трубопровода должна предусматриваться сливная пробка высокого давления.

Участок нагнетательного трубопровода, состоящей из буровых рукавов должен быть обмотан по всей длине стальным мягким канатом диаметром 12,5 мм с петлями через каждые 1,0—1,5 м. Концы каната должны крепиться к фланцевым соединениям.

Фланцевые соединения буровых рукавов и нагнетательных тру­бопроводов следует уплотнять прокладками.

В обвязке насосов должны быть установлены манометры: один на стояке для наблюдения за давлением прокачиваемой жидкости во вре­мя бурения и не менее одного в насосной для наблюдения за изменением давления при пуске каждого насоса в ход и работе спаренных насо­сов в системе.

Манометры должны быть установлены так, чтобы показания их были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом циферблат должен находиться перпендикулярно к лучу зрения работника.

Приборы, контролирующие работу насоса и обвязки, следует ус­танавливать в зоне наилучшей видимости и в месте наименьшей вибра­ции.

Вертикальный участок нагнетательной системы (стояк) должен:

надежно крепиться к вышке;

иметь плавный переход к горизонтальному участку (манифольду);

разобщаться проходной задвижкой высокого давления и иметь от­вод для присоединения цементировочного агрегата в случае необходи­мости.

В обвязке необходимо устанавливать работающие проходные задвижки высокого давления, при закрытии которых имелась бы возмож­ность отсекать тот или иной насос от нагнетательного трубопровода во время его ремонта.

На каждом буровом насосе должно монтироваться предохранительное устройство заводского изготовления, срабатывающее при давлении, превышающем на 10-15% рабочее давление при соответствующем диаметре цилиндровых втулок.

Для уменьшения пульсации давления прокачиваемой жидкости в обвязке должны устанавливаться компенсаторы давления, заполняемые воздухом или азотом, при этом необходимо осуществлять контроль за давлением в компенсаторе.

После монтажа нагнетательная система должна быть испытана на 1,5 кратное максимальное рабочее давление при рабочем давлении до 20 МПа и 1,4 кратному –при давлении от 21 до 56 МПа.. Испытанию (опрессовке) подвергаются на­сосная установка и ее обвязка с элементами, принадлежащими ей.

В случае остановки насоса на длительное время в зимних усло­виях необходимо слить прокачиваемую жидкость из клапанной коробки насоса и всей нагнетательной системы во избежание образования в них ледяных пробок.

Ежедневно перед пуском насоса необходимо:

• проверять гайки шпилек цилиндровой крышки, крышки корпуса сальника штока и надставки штока, опор трансмиссионного вала, кры­шек станины;

• докреплять контргайки штока и надставки штока;

• очищать фильтр на приемной трубе.

Запрещается эксплуатировать буровые насосы при наличии сле­дующих дефектов и неисправностей:

трещины любого вида и расположения, сломы, отколы на клапан­ных коробках, крышках клапанов, цилиндровых втулках, штоках;

повреждение нарезок под шпильки;

отсутствие или ненадежное закрепление ограждения привода;

нарушение уплотнений цилиндровых втулок (при их размыве раствор выходит через сигнальное отверстие в клапанной коробке, дав­ление падает, слышен глухой прерывистый звук);

износ стенок клапанной коробки (при этом всасывающая и нагне­тательные полости сообщаются, жидкость нагнетается неравномерно, в гидравлической коробке слышен шипящий свист);

износ в местах посадки клапанов (слышен шипящий свист в кла­панной коробке);

износ резиновых уплотнений тарелок клапанов (тарелки бьют по посадочным поверхностям в седлах, слышен резкий стук);

трещины и слом в тарелке клапана, размыв сопрягаемых поверх­ностей клапана и седла, деформация и слом пружины клапана, износ резиновых уплотнении тарелок клапанов;

размыв внутренней поверхности цилиндровой втулки по диаметру более чем на 1,5 мм от номинального диаметра;

изгиб штока, наличие продольных рисок на трущихся поверхностях глубиной более 0,8 мм;

на крышке цилиндра в упорном болте трещины, слом, отколы;

износ или срыв более трех ниток резьбы под упорный болт;

трещины, вмятины, выступы, нарушения сварных, швов, разрыв резинового баллона воздушных колпаков;

износ стенок, ненадежное крепление компенсаторов нагнетательно­го блока.

При длительном перерыве в работе насоса необходимо:

слить прокачиваемую жидкость;

вскрыть гидравлический блок насоса;

смазать антикоррозийной смазкой рабочие поверхности цилиндро­вых и клапанных коробок, деталей приводной части.

В зимний период времени для обогрева гидравлической части на­соса необходимо вскрыть клапанные крышки, достать клапаны с пру­жинами из клапанной коробки и опустить в последние шланги с паром.