Главная | Случайная
Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Техника и технология разведочных работ на море.




Опыт бурения разведочных скважин различных парамет­ров на море показывает, что применение наиболее качест­венных способов бурения — вдавливающего, забивного и вращательного — в определенных условиях моря принципи­ально возможно. Однако техническая и экономическая эф­фективность использования этих способов в большой степе­ни зависит от технологических схем и технических средств их осуществления. Поэтому способы бурения, признанные эффективными по главному показателю, следует совершенст­вовать путем разработки для них новых технологических схем и технических средств применительно к конкретным условиям работы с целью повышения остальных показателей (удобство и безопасность работы, экологичность, высокая производительность и низкая стоимость бурения).

Эффективность применения на море способов бурения, признанных рациональными для выполнения геолого­разведочных задач, ниже, чем на суше. Обусловлено это ря­дом причин: качкой и дрейфом ПБУ, сильной обводненнос­тью и неустойчивостью рыхлых пород разрезов, требования­ми недопущения загрязнения окружающей среды, с одной стороны, и трудностью организации замкнутой циркуляции промывочных растворов, с другой, нахождением придонного устья скважины вне видимости бурильщика и обусловленны­ми этим трудностями, повышенным износом бурового обо­рудования и инструментов из-за работы в агрессивной среде, особенностями способов и схем бурения и т.д.

Традиционная схема ударно-забивного бурения требует выполнения большого количества трудоемких и опасных для жизни людей операций.

Станки с ударными кривошипно-шатунными механизмами на плавучих буровых установках не применяют, так как они не обеспечивают изменения навески снарядов синхронно с качкой установки. Погружают трубы и керноприемники в породы при помощи лебедок, причем обсадную колонну по­гружают ударами по ее наголовнику снарядом, выполненным в виде монолитного груза с направляющей штангой, сколь­зящей внутри колонны. После погружения колонны на каж­дые 1 — 2 м с нее снимают забивной снаряд и рейсами по 0,2 — 0,5 м при помощи забивных стаканов и желонок из ко­лонны выбирают керн. Затем на колонну, возвышающуюся на несколько метров над палубой установки, снова устанав­ливают забивной снаряд, что в условиях качки ПБУ трудно и небезопасно.

Из-за опасности раскачивания подвешенного на тросе за­бивного снаряда максимальное значение его массы ограничи­вают 600 кг, независимо от диаметра и длины погружаемых в породы обсадных колонн. Недостаток массы снаряда не поз­воляет эффективно погружать в породы колонны труб диа­метром 0,168/0,188 м, длиной более 20 м. В то же время при бурении на море зачастую для перекрытия слоя воды приме­няют колонны труб диаметром 0,325/0,351 м, длиной до 200 — 300 м, которые одновременно используются в качестве об­садных и требуют погружения в породы.

Важной проблемой является снижение потерь энергии уда­ра в погружаемой колонне. На море к потерям на продоль­ные деформации колонны добавляются потери на ее ради­альные деформации, обусловленные тем, что в интервале слоя воды колонна не защищена от изгиба. По данным К.И. Иванова, потери энергии на одном соединении эквива­лентны потерям на 4 — 6 м цельной трубы. Длина отдельных труб колонны при бурении на море обычно не превышает 2 м, так как они массивные (толщина стенки 0,008 м и бо­лее), а в условиях качки ПБУ трудно наращивать длинные трубы больших диаметров с треугольной резьбой, имеющей угол наклона менее 2°. Поэтому потери энергии удара в ко­лонне длиной, например, 100 м с 50 муфтовыми соединения­ми достигают 90 % (без учета потерь на радиальные дефор­мации) .

Требуют совершенствования при ударно-забивном бурении технические средства и технологии отбора керна.

Забивные керноприемники (ЗК), применяемые при буре­нии на суше, состоят из керноприемного стакана, жестко соединенной с ним трубчатой направляющей и установленной в ней с возможностью перемещения в пределах до 0,6 м ударной штанги. Применение таких ЗК для бурения с ПБУ неэффективно, так как качка приводит к отрыву стакана от забоя, перемешиванию, растворению в воде и утрате керна; кроме того, энергии удара штанги, падающей с высоты до 0,6 м в заполненной водой трубчатой направляющей, недо­статочно для погружения стакана в породы. Увеличение хода штанги удлиняет и утяжеляет керноприемник, затрудняет его обслуживание и снижает производительность бурения.

Экспериментально установлено, что при бурении на море по традиционным схемам забивного способа трудно обеспечить высокий выход керна, так как:

· часть керна отжимается в забой уже при погружении об­садной колонны труб в породы из-за гидродинамического воздействия на них находящейся в колонне воды и проявле­ния свайного эффекта и поступившие в колонну породы по тем же причинам уплотнены;керноприемник, забиваемый затем в поступившие в ко­лонну и ограниченные ее стенками породы, дополнительно уплотняет и отжимает их в забой;

· в каждом рейсе после извлечения керноприемника на стенках колонны остается уплотненное кольцо пород, кото­рые в последующем рейсе при работе ударной штангой пе­ремешиваются с водой и вместе с ней изливаются из скважи­ны при извлечении керноприемника.

При отборе из колонны керна сильнообводненных пород отмечаются случаи их дополнительного поступления с забоя вследствие уменьшения над ними горного и гидростатическо­го давления. Поступлению пород в колонну способствует разрежение, возникающее над ними в период извлечения из скважины керноприемника, который при подъеме в интерва­ле его погружения движется вверх в уплотненном породном кольце как поршень и засасывает породы забоя в колонну. Похожий процесс наблюдается и в случае свободного от по­род кольцевого зазора, но при большой скорости подъема керноприемника, так как только часть находящейся выше него воды успевает перетекать в освободившийся под ним объем по кольцевому зазору, а часть изливается из скважины через верх колонны. Разрежение под поднимаемым керноприемником способствует также выпадению керна из него. Это подтверждается тем, что во многих случаях после извле­чения керноприемника скважина почти свободна от воды, упругие лепестки кернодержателя вывернуты наружу и керн в керноприемнике отсутствует.

Трудности возникают также при забивном бурении в по­родах с включением галечников и валунов. Здесь при погру­жении колонны поступающие в нее галечники и валуны рас­клиниваются и распределяются по всему ее сечению. После­дующее погружение в них керноприемника затруднительно, так как галька и валуны не входят в керноприемник из-за расклинивания или если их размеры превышают его диаметр. Смещение гальки и валунов керноприемником в стороны ограничено стенками колонны.

Отбор керна пород, содержащих большое количество ва­лунов и галечников, при бурении на суше осуществляют с применением долот для их разрушения, разжижения в воде и извлечения желонкой в виде шлама. При морском бурении скважина зачастую до уровня моря заполнена водой, которая создает сопротивление движению ударных инструментов, и энергии удара их недостаточно для эффективного разруше­ния пород.

Свободна от перечисленных недостатков схема бурения с поинтервальным отбором керна, в которой колонну погру­жают в породы совместно с зафиксированным в ней керно-приемником. При этом нет необходимости применять доло­та, так как башмак колонны, армированный твердым спла­вом, разрушает или раздвигает в стороны небольшие валуны и галечники и формирует поступающий в керноприемник цилиндрический столбик керна. Отбор керна у башмака ко­лонны увеличивает его качество и процент выхода, так как породы забоя поступают в керноприемник без уплотнения, легко и быстро из него извлекаются. Однако практического применения такая схема бурения не получила из-за несовер­шенства способов и конструкций механизмов фиксации керноприемника в колонне погружаемых в породы труб. При ударах по колонне элементы механизма жесткой фиксации воспринимают усилия в сотни килоньютонов и в них возни­кают напряжения, превышающие допустимые.

Из-за подводных течений, дрейфа ПБУ, расположения за­бивных снарядов и механизмов на колонне на большом рас­стоянии от дна моря трудно обеспечить ее вертикальность при погружении в породы. Авторами экспериментально уста­новлено, что линейная потеря керна при погружении колон­ны обсадных труб в наклонном положении больше, чем при вертикальном. Это уменьшает выход керна, снижает эффек­тивность погружения и извлечения труб.

Бурение вращателями роторными и перемещаемыми в вертикальных направляющих вышки. В условиях качки ПБУ наиболее сложно вращательное бурение станками шпиндель­ного типа. Существующие у них системы принудительных подач, подвески и разгрузки инструментов для условий моря непригодны, так как качка и дрейф ПБУ при жесткой связи ее со станком и последнего с бурильной колонной приводят к изгибам и поломкам труб вследствие смещения оси кронблока от оси скважины, периодическим отрывам буро­вого снаряда от забоя, утрате и разрушению керна, невоз­можности поддерживать необходимые режимы бурения. С целью повышения эффективности бурения с ПБУ вращательным способом отечественными и зарубежными специа­листами предложен ряд конструктивно-технологических ре­шений.

В АО "Дальморгеология" для бурения с плавсредств разра­ботаны и применяются в производстве два типа вращателей: ВМБ-5 на базе ротора от буровой установки УРБ-3 и пере­мещаемый в вертикальных направляющих вращатель от бу­рового комплекса КГК-100. При отсутствии дрейфа, боковой и продольной качки ПБУ базовые варианты этих вращателей позволяют почти беспрепятственно перемещаться в верти­кальном направлении плавсредству вместе с ротором и на­правляющими относительно бурового снаряда.

Для уменьшения влияния горизонтальных смещений и ко­лебаний ПБУ на процесс бурения ВМБ-5 (рис. 1.3) снабжен двумя вкладышами, соединенными со столом ротора шар-нирно при помощи пальцев, установленных в двух диамет­рально перпендикулярных плоскостях (по принципу шарнира Гука), а направляющие подвижного вращателя от КГК-100 шарнирно подвешены к подкронблочной раме буровой вы­шки.

Опыт бурения вращателями описанных конструкций по­казал, что при волнении моря более 2 баллов на забой не передается заданная осевая нагрузка, так как ведущая ВМБ-5 заклинивается в роторе, а подвижной вращатель КГК-100 — в направляющих. Так как при бурении этими вращателями бурильная колонна обычно подвешена на тросе лебедки, же­стко соединенной с плавсредством, его качка приводит к пе­риодическим отрывам бурового снаряда от забоя, разрушает керн и не позволяет поддерживать необходимую осевую на­грузку на породоразрушающий инструмент.

Такие же трудности отмечаются при бурении в сложных гидрологических условиях моря с применением силового вертлюга, используемого для вращения бурильной колонны. Эта схема принципиально схожа со схемой бурения враща­телем от КГК-100.

Вращатели на вращаемой колонне. Их разработка обус­ловлена стремлением повысить скорость погружения обсад­ной колонны при бурении в плотных глинах и породах с большим содержанием щебня и гальки. Работы по созданию вращателей такого типа проводились сотруд­никами лаборатории ВНИИморгео. Ими изготовлен опытный образец бурового станка со стабилизатором рычажного типа и гидроприводом вращателя, позволяющим плавно регулиро­вать частоту вращения труб диаметром 0,127, 0,168 и 0,219 м (рис. 1.4).

 

Рис. 1.3. Морской буровой вращатель ВМБ-5:

1 — станина; 2 — ротор; 3 — вкладыш наружный; 4 — внутренний вкладыш;

5 — пальцы; 6 — коробка передач; 7 — электродвигатель; 8 — рельсовые

пути; 9 — ведущая четырехгранная штанга; 10 — груз для передачи осевого

усилия на породоразрушающий инструмент (на забой скважины)

Рис. 1.4. Буровой вращатель на колонне труб:

1 — стойка; 2 — каретка; 3 — продольная штанга; 4 — каретка; 5 — попе­речная штанга; 6 — рабочая площадка; 7 — станина; 8 — коробка скоро­стей; 9 — гидромотор; 10 — тросы; 11 — редуктор; 12 — зажимный патрон; 13 — буровые трубы; 14 — патрон труборазворота

Станок представляет собой прямоугольную рабочую пло­щадку 6, на которой смонтирована станина 7 с укрепленным на ней неподвижным патроном 14 труборазворота и враща­телем. Последний имеет приводной гидромотор 9, коробку скоростей 8 и одноступенчатый редуктор 11 с полым выход­ным валом и зажимным патроном 12. Патроны 12 и 14 снаб­жены комплектами сменных плашек для захвата труб 13 раз­ных диаметров. Весь станок массой около 1300 кг подвеши вается на четырех тросах 10 рабочей лебедки к вышке ПБУ. При этом реактивный момент передается от станка на ПБУ через рычажное стабилизирующее устройство, состоящее из продольной 3 и поперечной 5 штанг круглого сечения, сво­бодно перемещающихся при качке в каретках 2 и 4. Попе­речная штанга жестко крепится на двух кронштейнах рабо­чей площадки, а продольная закреплена одним концом в корпусе каретки, установленной с возможностью поворота в вертикальной плоскости на стойке 1, смонтированной на па­лубе ПБУ. Вращатель обеспечивает частоту вращения в пре­делах 0 — 50 и 82 — 118 об/мин с крутящим моментом 5,20; 3,25 и 2,25 кН • м при наклоне ПБУ до 7°, амплитуде ее гори­зонтальных перемещений (дрейфе) до 1,2 м и вертикаль­ — до 0,7 м.

Испытания выявили ряд конструктивных недостатков опытного образца. С их учетом был разработан усовершен­ствованный вариант станка, в котором изменена компоновка узлов вращателя, исключена коробка скоростей, одноступен­чатый редуктор заменен двухступенчатым, переработана кон­струкция зажимных патронов и изменено их местоположение. В стабилизирующем устройстве совмещены обе каретки, а поперечная штанга вынесена на стойку, в системе подвески вращателя тросы заменены жесткой траверсой. Все это уп­ростило конструкцию станка, повысило его надежность, уменьшило массу более чем на 500 кг и увеличило крутящий момент до 5,8 кН • м. Однако и этот вращатель оказался громоздким, а его стабилизирующее устройство неудобно и ненадежно в работе. Обсадная колонна с установленным на ней вращателем такого типа неустойчива при забуривании скважины и бурении с промывкой. Бурение же всухую мало­производительно и требует использования приводного двига­теля большой мощности.

Общий недостаток вращателей, устанавливаемых на вра­щаемой обсадной колонне, — большие потери времени и труда на приведение в каждом рейсе вращателя в рабочее положение и на разворот извлекаемых из скважины обсад­ных труб, резьбовые соединения которых при вращательном бурении сильно затягиваются. Из-за отмеченных недостатков вращатели этого типа на производстве не использовались.

Исследование схем вращательного бурения на море с применением забойных гидродвигателей обусловлено стрем­лением исключить влияние качки плавсредства на процесс бурения или хотя бы существенно уменьшить его. Забойный двигатель при бурении вращает только колонковый снаряд или долото, бурильная колонна при этом воспринимает реак­тивный момент и не вращается. Это облегчает условия ста­билизации осевой нагрузки на породоразрушающий инстру­мент.

Для исследований использовались винтовые гидродвигатели Д-85, так как их энергетические и геометрические параметры по сравнению с параметрами других типоразмеров винтовых двигателей и турбобуров (табл. 1) наиболее приемлемы для бурения разведочных скважин требуемых диаметров с ПБУ (длина самого малого по диаметру серийного турбобура ТС4А-4" превышает высоту буровой вышки большинства геолого-разведочных ПБУ).

При бурении скважин с применением Д-85 осевую нагруз­ку на породоразрушающий инструмент создавали силой тя­жести утяжеленных бурильных труб (УБТ), т.е. силой тяжести бурового снаряда, который вывешивали на тросе лебедки. Поэтому качка плавсредства не позволяла бурить постоянно с необходимой осевой нагрузкой на породоразрушающий ин­струмент. Тем не менее бурение с катамарана "Приморец" забойными вращателями осуществлялось более спокойно, чем вращателями ВМБ-5 и вращателями, перемещаемыми в вертикальных направляющих, и это позволило бурить при волнении моря до 3 баллов включительно.

Таким образом, опыт бурения с применением гидродвига­теля Д-85 свидетельствует, что его использование не позволя­ет решить проблемы вращательного бурения разведочных скважин с судов: этот двигатель требует применения насосов большой гидравлической мощности и специальных снарядов, исключающих размыв керна подаваемой в скважину для при­вода двигателя жидкостью, не располагает достаточным диа­пазоном частоты вращения, при незначительном увеличении тормозящего момента резко уменьшает частоту вращения вала.

Так как длина бурильной колонны при бурении на море всегда больше глубины скважины на величину, равную глуби­не моря, то перспективными являются и применяются на практике схемы бурения снарядами со съемными керноприемниками. Обусловлено это стремлением сократить затраты времени на спуск и подъем бурильной колонны в каждом рейсе с целью отбора керна.

Забойные гидродвигатели со съемными керноприемниками характеризуются большими наружными диаметрами, во мно­гих случаях превосходящими экономичные диаметры бурения разведочных скважин, требуют значительного расхода про­мывочной жидкости и большой гидравлической мощности для привода. Это является важной причиной, сдерживающей использование для бурения разведочных скважин на море серийно выпускаемых забойных гидродвигателей, в том чис­ле турбобуров со съемными керноприемниками.

Бурение с гидротранспортированием кернового материала обеспечивается при вращательном, вибрационном, ударно-забивном или комбинированном способах разрушения пород забоя. При этом одновременно с углублением скважины осуществляется крепление ее стенок трубами и транспорти­рование по ним выбуренных пород на поверхность восходя­щим потоком нагнетаемой в скважину жидкости. Для орга­низации нисходящего и восходящего потоков жидкости при­меняют двойные или тройные колонны труб. На практике большее распространение получила схема бурения с гидро­транспортированием керна по двойной колонне труб (ДКТ).

Опыт вращательного бурения с гидротранспортированием установкой КГК-50/50П показал, что ДКТ в интервале между ПБУ и дном моря почти всегда изогнута из-за качки и дрей­фа установки. Под действием передаваемой через ДКТ на­грузки на забой величина изгиба увеличивается. В результате при вращении ДКТ устье скважины разбивается на "конус". Это, а также слабая связность пород придонных горизонтов приводят к тому, что при бурении обратный поток нагнетае­мой в скважину воды поднимается по затрубному простран­ству ДКТ, а не по ее центральном каналу. Этот поток выно­сит керновый материал из скважины и складирует его в виде кратера на ее придонном устье. По данным замеров, высота кратера достигает 0,5 м. Попытки ликвидировать перетекание воды в затрубное пространство путем изменения направления отверстий в коронке и вытекающих из нее струй не дали положительных результатов.

Ударно-забивное бурение с гидротранспортированием кернового материала по ДКТ свободно от многих проблем вращательного бурения. Интерес для разведки месторожде­ний полезных ископаемых на акваториях представляют спо­соб, оборудование и инструмент, разработанные фирмой "Беккер Дрил" (Канада) для ударно-забивного бурения сква­жин в песчаных и гравийно-галечных отложениях с непре­рывным отбором образцов пород. Этот способ основан на использовании двойной концентрической колонны труб, на нижнем конце которой установлена зубчатая башмачная ко­ронка. Двойную колонну труб погружают в породы дизель-молотом, наносящим удары по верхнему концу колонны при одновременном нагнетании в кольцевое пространство между трубами сжатого воздуха, воды или аэрированного раствора. Поток очистного агента возвращается на поверхность через внутреннюю полость внутренних труб, вынося разрушенные коронкой породы.

Тест.

1. В чемглавная особенность шельфовых разработок?

1) высокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования;

2) высокие затраты и климатические условия;

3) дороговизна аппаратуры;

4) сложность перевозки;

5) Нет верного ответа

2. Б.М. Ребрик рекомендует рассматривать эффективность способа бурения как комплексное понятие и объединять факторы в группы, отражающие существенную сторону про­цесса бурения скважины или характеризующие предназна­ченные для этой цели технические средства. Какие факторы он предлагает?

1) инженерно-геологические, технические, экономические;

2) инженерно-геологические и поисково-разведочные;

3) поисково-разведочные, экономические;

4) экономические, технологические, климатические;

5) Нет верного ответа.

3. Какие ПБС производятбурение в плавучем состоянии?

1) полупогружные буровые установки (ППБУ), буровые суда (БС);

2) плавучие буровые установки погружного типа (ПБУ - погружные буровые установки), буровые суда (БС);

3) буровые суда (БС), полупогружные буровые установки (ППБУ);

4) полупогружные буровые установки (ППБУ);

5) Все ответы верны.

4. Из-за опасности раскачивания подвешенного на тросе за­бивного снаряда максимальное значение его массы ограничи­вают

1) 600 кг

2) 20 кг

3) 6000 кг

4) 2 кг

5) 100 кг

5. При бурении на море важной проблемой является

1) снижение потерь энергии уда­ра в погружаемой колонне

2) большое содержание соли в воде

3) невозможность использования наиболее качест­венных способов бурения — вдавливающего, забивного и вращательного

4) то, что длина бурильной колонны при бурении на море всегда больше глубины скважины на величину, равную глуби­не моря

5) волнения на море

 

 

Список литературы:

 

1. Котик Е.П., Котик П.Т. Разработка, освоение и эксплуатация морских месторождений . 2 том, -Актобе-, 2010 – 564 стр.

2. Бабич В.А., Лисагор О.И., Галкин А.Г. Оборудование для бурения инженерно-геологических скважин на море и на шельфе. - Рига: ВНИИМоргео, 1996. - 127 с.

3. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мизоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. - М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - 374 с.

4. Золотухин А.Б., Гудместад О.Т., Ермаков А.И. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. Учебное пособие. - М: Изд-во «Нефть и газ» РГУНиГ, 2000. - 770 с.

5. Карабалин У.С, Ермеков М.М. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений. - Алматы: Эверо, 2004. - 434 с.

6. Эстрин Ю.Я. Техника и технология освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа. - М.: ВНТИЦентр, 1989.

 






Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2022 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных