книги / Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Буровые машины и механизмы

Б. Конструкция машины (узла, механизма). Например, буровая установка, имеющая дизельный привод, роторный вращатель, мобильная.

B. Значение главного параметра машины (узла, механизма). Например, установка с грузоподъемностью 200 тс.

Таким образом, все оборудование для бурения скважин можно разделить на группы в соответствии с вышеназванными уровнями классификации. Условимся называть эти уровни классификации соответствующими терминами: функциональная,

конструктивная и параметрическая классификация.

В практике сооружения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин принято все оборудование разделять по месту его расположения (наземное и скважинное). Следует различать оборудование для строительства скважин от оборудования, применяемого непосредственно для эксплуатации скважины.

Оборудованием скважины, применяемым при эксплуатации, называют те части ее конструкции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку воды) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и предотвращение загрязнения окружающей среды. При эксплуатации скважин также различают подземное и наземное оборудование. Наземное оборудование включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное (скважинное) – оборудование ствола скважины.

На рис. 1.1 приведена структурная схема комплекса основного оборудования, необходимого для строительства скважин. Здесь выделены группы оборудования в основном по назначению. Описание возможных вариантов конструкций оборудования, предназначенного для выполнения вышеназванных функций, приведено в соответствующих разделах. Там же приведены сведения о параметрических рядах оборудования, предназначенного для выполнения этих функций.

Рис. 1.1. Структурная схема оборудования для строительства скважин

11

Буровая установка позволяет выполнять все основные технологические операции бурения. Для этого в ее состав входят соответствующие машины и механизмы (табл. 1.1): ротор, механизм подачи (обычно лебедка), насосно-циркуляционный комплекс, спуско-подъемный комплекс, основание и буровая вышка.

Выбор состава, параметров и конструкции этих механизмов определяется способом и условиями бурения (конструкция скважины, физико-механические свойства горных пород, район работ, тип источников энергии и т.п.).

Буровые установки работают в очень широком диапазоне условий. Глубина скважин изменяется от 10 до 15 000 м, конечный диаметр от 114 до 219 мм. Скважины бурятся в самых различных климатических условиях, в различных географических зонах, на суше и на море.

Процесс бурения сейсморазведочных, параметрических и структурнокартировочных скважин несколько проще, чем приведенный выше. В нем часто отсутствуют такие функции: отбор керна, укрепление стенок скважины после бурения, цементация, вскрытие пласта. Могут быть добавлены функции исследований ствола и закладки взрывчатых веществ.

Как видно из табл. 1.1, важное место в процессе бурения занимают породоразрушающий буровой инструмент (ПБИ) и бурильные трубы. При бурении используется широкий спектр породоразрушающего инструмента. Это шарошечные, алмазные лопастные долота, бурильные головки для отбора керна. Около 90 % скважин бурятся шарошечными долотами, которые различаются по ряду признаков: вид вооружения, тип опоры, количество шарошек, схема очистки забоя и т.д. Диаметры шарошечных долот, выпускаемых в нашей стране, изменяются от 76 до 520 мм.

Бурильные трубы в процессе сооружения скважины участвуют в выполнении следующих основных и вспомогательных функций: передача на забой потока энергии (осевой нагрузки, крутящего момента, промывочной жидкости); подъем образцов горной породы; закачка цементных растворов; вскрытие и исследование пласта; проведение других специальных работ в скважине (тампонаж, ликвидация аварий, спуск хвостовиков и т.д.).

Бурильные трубы, как и породоразрушающий инструмент, работают в сложных условиях: повышенные температуры в стволе скважины; наличие агрессивных сред; большие динамические знакопеременные нагрузки; крутящий момент достигает 10–15 кНм при длине колонны труб в несколько километров; давление промывочной жидкости – до 30 МПа; осевые нагрузки – до 250 кН.

Для вращения породоразрушающего инструмента применяются поверхностный и забойный вращатели. Поверхностный вращатель – это ротор буровой установки. Забойный – это гидравлическая турбина (турбобур), винтовой двигатель или электродвигатель (электробур). В нашей стране около 80 % скважин бурятся с использованием турбобуров.

Для крепления скважин после бурения применяются обсадные трубы, которые классифицируются по материалу, способу соединения, толщине стенки. При бурении и эксплуатации обсадные трубы испытывают растягивающие нагрузки, они могут воспринимать как внешнее, так и внутреннее избыточное давление. Они часто работают в агрессивных средах. Скважины эксплуатируются иногда десятки лет, поэтому к качеству обсадных труб предъявляются очень высокие требования.

Очистка скважин, крепление ее стенок и предупреждение осложнений в процессе бурения осуществляются применением глинистого раствора. От качества его приготовления и очистки зависит состояние ствола скважины, нефтегазоносного горизонта. Для этих целей в составе буровой установки предусмотрен насосноциркуляционный комплекс, включающий:

–буровой насос с манифольдом;

–оборудование для приготовления обработки и хранения растворов;

12

–оборудование для очистки и дегазации растворов;

–систему каналов для замкнутой циркуляции.

Таблица 1.1 Взаимосвязь технических функций процесса бурения и применяемых для их

выполнения технических средств

Наиболее разнообразна по функциям номенклатура оборудования для проведения специальных работ и исследований в скважине:

–цементирование обсадных колон и гидроразрыв пласта;

–проведение технологических операций в скважине;

–ликвидация аварий и борьба с осложнениями;

–отбор керна;

13

–проведение операций по коррекции ствола скважины (наклонно направленное

игоризонтальное бурение).

Характеристики способов бурения

Принципиально способ бурения характеризуется сочетанием вариантов реализации всех основных операций (подпроцессов) бурового процесса. Однако по существующей традиции способ бурения принято характеризовать только вариантом реализации процесса разрушения забоя. Варианты реализации прочих операций бурового процесса в этом случае дополняют характеристику избранного способа бурения.

При вращательном бурении разрушение забоя осуществляется породоразрушающим инструментом (долотом). При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб, а вращение на бурильные трубы передается через ведущую трубу от ротора, соединенного с силовой установкой системой трансмиссий. Нагрузка на долото создается частью веса бурильных труб и регулируется бурильщиком.

При роторном бурении максимальный крутящий момент, приложенный к колонне, зависит от сопротивления породы вращению долота, сопротивлений трению колонны и вращающейся жидкости о стенку скважины и от крутильных колебаний колонны.

В зарубежной буровой практике этот способ наиболее распространен. В последние годы наметилась тенденция увеличения объемов роторного бурения и в РФ, даже в восточных районах. Основные преимущества роторного способа перед турбинным – независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления и осевых нагрузок на долото, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи с меньшими частотами его вращения и др.

При турбинном способе бурения долото соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движением жидкости под давлением через систему роторов и статоров осевой гидравлической турбины.

Аналогично осуществляется бурение с помощью винтовых забойных двигателей (ВЗД). Рабочие органы винтовых забойных двигателей созданы на основе многозаходного винтового механизма, что позволяет получить необходимую частоту вращения при повышенном по сравнению с турбобурами вращающем моменте.

При использовании электробуров вращение долота осуществляется электрическим (трехфазным) двигателем переменного тока. Энергия к нему подается с поверхности по кабелю, расположенному внутри колонны специальных бурильных труб. Буровой раствор циркулирует так же, как и при роторном способе бурения. Преимущество электрического двигателя перед гидравлическим состоит в том, что у электробура частота вращения, момент и другие параметры не зависят от количества подаваемой жидкости, ее физических свойств и глубины скважины, и в возможности контроля процесса работы двигателя с поверхности. Кроме того, обеспечивается возможность использования кабеля для работы забойной телеметрической системы

(ЗТС).

Бурение забойными двигателями получило широкое распространение в РФ и в мире, в первую очередь, благодаря работам Всероссийского научно-исследовательского института буровой техники (ВНИИБТ).

Поскольку в мировой практике бурения используется только механический вращательный способ разрушения горных пород, указанная классификация способов бурения по виду привода бурового долота является основополагающей. Вместе с тем в буровой науке используется и другая классификация способов бурения, а именно по принципиальному методу и механизму разрушения горных пород на забое. Такая постановка вопроса связана с разрабатываемыми в течение многих лет, начиная с середины прошлого века, так называемыми принципиально новыми методами бурения.

14

По этой классификации все современные способы бурения, рассмотренные выше, относятся к одному – вращательно-механическому. К другим способам бурения относятся: ударные методы разрушения горных пород, с которых начиналось бурение еще в XIX веке; многочисленные разновидности термического способа бурения, которые отличаются методами передачи тепловой энергии породе и методами совмещения тепловой и механической энергии; электроимпульсные; электроискровые; электрогидравлические методы, использующие энергию электроразряда непосредственно на забое, и магнитострикционные эффекты; методы, использующие энергию последовательных взрывов; методы физико-химического воздействия на горные породы; методы, использующие энергию лазеров, плазмы, и другие.

Однако, несмотря на бурное развитие науки и техники во второй половине XX века, все эти принципиально новые методы разрушения горных пород так и не вышли за пределы научно-исследовательских разработок. Можно назвать несколько причин такого положения дел:

1)сложность реализации этих методов на современном уровне развития техники;

2)главной целью создания новых методов разрушения горных пород считалось снижение энергозатрат, а не создание ствола правильной формы, что и является главной задачей бурения глубоких скважин на нефть и газ. Иными словами, эти методы были нацелены только на разрушение горных пород, а не на строительство скважин. Именно неспособность указанных методов создавать управляемый ствол правильной формы явилась главной причиной их абсолютной неэффективности;

3)способ вращательного бурения буровыми долотами обеспечивает наилучшее сохранение коллекторских свойств пласта.

Из всех новых способов до стадии промышленного бурения был доведен только гидромеханический способ бурения, использующий струйное разрушение горных пород при скоростях истечения промывочной жидкости из насадок специального безопорного гидромеханического долота в диапазоне от 300 до 700 м/с. Эти разработки ведутся во ВНИИБТ. Также во ВНИИБТ разрабатывается метод оплавления ствола скважины для его крепления в процессе бурения с использованием специального электротермического генератора. Однако широкого применения эти способы пока не получили.

В практике бурения скважин на нефть и газ применяется целый ряд способов удаления продуктов разрушения из скважины, однако наибольшее распространение получил способ бурения с прямой промывкой. Технологический процесс очистки забоя

иудаления разрушенной горной породы (ГП) из скважины путем ее промывки очистным агентом (ОА) реализуется в результате выполнения следующего комплекса технологических операций: приготовление, обработка химическими реагентами, прокачивание по стволу скважины, очистка ОА от шлама, дегазация и др.

Очистной агент в процессе проводки скважин обеспечивает очистку забоя от шлама, транспортирование шлама на дневную поверхность, компенсирование пластового давления флюидов, предупреждение осложнений (укрепление ствола в процессе бурения) и выполнение других технологических функций (охлаждение долота, уменьшение трения и т.д.).

Эффективность выполнения перечисленных функций ОА зависит от его физикомеханических свойств и технологических параметров режима промывки, которые взаимосвязаны между собой. Поэтому для достижения наилучших техникоэкономических показателей бурения технологический процесс промывки скважин должен реализовываться при оптимальных технологических параметрах режима промывки, которые необходимо устанавливать с определенными ограничениями. Эти ограничения должны предупреждать:

– интенсивное разрушение долота,

– износ бурового инструмента,

– размывание стенок ствола скважины,

15

–гидроразрыв и поглощение ОА,

–ухудшение проницаемости продуктивных горизонтов,

–излишние потери гидравлической энергии,

–большие колебания давления в стволе скважины.

Обработка ОА химическими реагентами осуществляется путем их добавки в небольшом количестве от долей процента до нескольких единиц процента к объему промывочной жидкости. Химическая обработка осуществляется путем введения химического реагента в промежуточный блок с ОА, который оборудован гидравлическими перемешивателями или комбинированными системами гидравлических и механических перемешивателей.

Прокачивание ОА по стволу скважины в процессе проходки производится буровыми насосами поршневого или плунжерного типа, которые нагнетают промывочную жидкость из приемной емкости через манифольд, вертлюг, колонну бурильных труб на забой скважины и обеспечивают удаление продуктов разрушения ГП из скважины восходящим потоком по кольцевому пространству между колонной бурильных труб и стенками скважины.

В количественном выражении соотношение между давлением в скважине pc и пластовым давлением pпл характеризуется дифференциальным давлением p , которое рассчитывается по формуле:

p pc pпл .

В процессе спуска и подъема колоны бурильных или обсадных труб в стволе скважины возникают гидродинамические давления pгд , абсолютная величина которых

зависит от скорости движения бурового инструмента по стволу скважины.

Для обеспечения высоких технико-экономических показателей бурения необходимо обеспечивать оптимальные уровни параметров гидродинамических процессов в гидравлической системе скважины. Параметры, характеризующие гидродинамические процессы в циркуляционной системе скважины, изменяются во времени и зависят от многих, также изменяющихся во времени параметров.

Регулирование дифференциального давления при вскрытии продуктивного горизонта осуществляется с целью предупреждения проникновения ОА в продуктивный горизонт и, следовательно, сохранения его естественной проницаемости. Для достижения этой цели, как правило, необходимо обеспечить давление:

pc (0,85...0,90) pпл .

Для предупреждения проникновения ОА в проницаемый горизонт, осложняющего процесс проводки скважины, необходимо также обеспечить условие

pc pпл . Это условие достигается за счет уменьшения плотности ОА, снижения потерь

напора в кольцевом пространстве и регулирования технологических параметров режима промывки. Кроме того, необходимо предупреждать гидравлический разрыв горных пород гидродинамическим давлением, которое возникает в скважине при спуске бурового инструмента. Условие предупреждения гидроразрыва следующее:

гидродинамическое давление pгд не должно превышать давление гидроразрыва горной породы pгр , которое определяется из выражения:

где pг – горное давление.

Не менее важно контролировать дифференциальное давление при подъеме инструмента, так как при превышении скорости подъема возможен выброс флюида из пласта.

16

Одним из основных параметров ОА, требующих управления в процессе бурения скважины, является его плотность. Поскольку она оказывает существенное влияние на показатели работы долота, всегда стремятся использовать ОА с минимально допустимой плотностью. При этом минимальная плотность ограничивается пределом, при котором пластовые флюиды начинают поступать в ствол скважины. Этот предел определяется пластовым давлением, которое возрастает с глубиной. Для предупреждения прорыва пластовых флюидов в скважину необходимо увеличивать гидростатическое давление ОА за счет повышения плотности путем добавок утяжелителей. Поэтому диапазон изменения плотности ОА при бурении скважин на нефть и газ изменяется от 1050–1060 до 2100–2600 кг/м3 и более. Регулирование плотности ОА производится путем регулирования содержания и состава твердой фазы.

Для предупреждения выбросов ОА и открытого фонтанирования на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование. Основной частью противовыбросового оборудования является превентор, который обеспечивает герметизацию устья бурящейся скважины, регулирование выхода ОА в циркуляционную систему, создание дополнительного (при необходимости) противодавления на устье скважины и ликвидацию осложнений, связанных с проявлениями высокого пластового давления.

В процессе бурения нефтяных и газовых скважин глинистый раствор приготовляется непосредственно на БУ, как правило, из высококоллоидных глинопорошков.

Циркуляционная система имеет средства очистки ОА от шлама: отстойник, желобную систему, вибросито, ситоконвейер, гидроциклоны и эжекторный пескоотделитель и илоотделитель.

Управление положением ствола в пространстве

Соответствие траектории ствола скважины (ТСС) заданию является одной из главных задач строительства скважины.

В настоящее время актуальность этого процесса обусловливается увеличением объемов бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Основная задача бурения в процессе проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин заключается в точном выполнении проектного профиля скважины. Для решения этой задачи необходимо:

–определить текущее положение забоя скважины;

–сравнить его с проектным профилем;

–рассчитать и реализовать траекторию выведения ствола на проектное направление или в точку вскрытия продуктивного пласта в случае отклонения трассы скважины от расчетной.

Естественное искривление ствола происходит при наличии радиального зазора между элементами компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и стенками скважины вследствие неравномерного разрушения забоя, перекоса оси долота относительно оси скважины и возникновения поперечных сил на долоте, способствующих фрезерованию стенки скважины, а также в результате наклонного залегания пластов и перемежаемости пород по твердости.

Естественное искривление ствола может привести к изменению зенитного угла, азимута скважины или к одновременному изменению зенитного угла и азимута скважины. В первом случае искривление происходит в вертикальной плоскости и называется зенитным, во втором случае – в горизонтальной плоскости и называется азимутальным, в третьем – носит пространственный характер и называется общим.

При существующих способах бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ контроль и оперативное управление ТСС в процессе проводки осуществляются забойными телеметрическими системами (ЗТС).

17

Современная система управления процессом бурения состоит из забойного и наземного бурового оборудования, которое образует единый технический комплекс.

Забойное буровое оборудование системы управления ТСС включает:

–телеметрическую систему измерения параметров скважины;

–устройство для направленного бурения в виде КНБК, включающей отклонитель и систему управления отклонителем;

–канал связи телеметрической системы с наземной аппаратурой.

Наземное оборудование для управления отклонителем должно включать:

–устройство для поворота и вращения бурильной колонны (ротор буровой установки);

–буровые насосы;

–буровую лебедку;

–систему питания и передачи управляющих решений на наземные устройства и на забойную систему управления отклонителем.

В настоящее время разработаны и активно применяются ЗТС с различными каналами связи для передачи информации с забоя скважины на поверхность и передачи управляющих решений на забойную систему управления отклонителем. Применяются средства передачи информации при помощи кабельного, электромагнитного, акустического и гидравлического каналов связи.

В практике бурения скважин на нефть и газ на месторождениях ряда регионов страны успешно используются как зарубежные, так и российские забойные телеметрические системы.

Организация работ по контролю и управлению траекторией ствола скважины в процессе ее проводки реализуется следующим образом. Забойное оборудование в виде компоновки низа бурильной колонны разрабатывается и поставляется на буровую установку в соответствии с принятой технологией бурения управлением буровых работ. Наземное оборудование, необходимое для управления траекторией ствола скважины, размещается в двух комплексах: на буровой установке и в специализированной автономной станции, оснащенной информационно-измерительной системой (ИИС) для геолого-технологических исследований (ГТИ).

При разработке современной БУ необходимо весь комплекс наземного оборудования ЗТС для контроля и управления траекторией ствола скважины включить в состав БУ, объединив его с комплексом управления технологическими параметрами режима бурения, ИИС ГТИ.

Технико-экономическая эффективность включения комплекса ЗТС и ИИС ГТИ в состав БУ обусловливается следующим:

–разработка нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами существенно улучшает экономические показатели: повышается нефтеотдача пласта на 2–5 %, увеличивается дебит скважин в 4–10 раз, сокращается число эксплуатационных скважин, что сопровождается значительным природоохранным эффектом;

–бурение горизонтальных скважин строго в соответствии с проектной траекторией скважины невозможно без ЗТС;

–качественное вскрытие нефтяного пласта горизонтальным стволом скважины без ЗТС затруднено;

–использование различных очень дорогих зарубежных ЗТС, оборудованных в автономные комплексы в качестве дополнения к буровой установке, не позволяет достигать высоких показателей при бурении горизонтальных скважин;

–оснащение БУ комплексом ЗТС и ИИС ГТИ в процессе ее изготовления не приведет к увеличению стоимости всего объединенного комплекса забойного и наземного оборудования по сравнению с применяемым в настоящее время комплексом ЗТС и бурового оборудования как самостоятельных раздельных комплексов.

18

Заканчивание скважины

Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ: вскрытие продуктивного горизонта, конструктивное оформление ствола скважины в интервале продуктивного горизонта и изоляция его от соседних интервалов с водоносными и проницаемыми пластами, создание гидродинамической связи продуктивного горизонта со скважиной, исследование продуктивных пластов, освоение продуктивных пластов с промышленными запасами. Заканчивание скважины – наиболее ответственный этап еѐ строительства, от качества выполнения которого зависят результаты исследования продуктивного пласта и последующая производительность скважины.

Надѐжность скважины как гидротехнического сооружения зависит от качества вскрытия продуктивного горизонта, правильности разработки конструкции скважины для интервала продуктивного горизонта и качества изоляции этого интервала. Это один из этапов процесса заканчивания скважины.

Вскрытие продуктивного пласта (разведуемого или эксплуатационного объекта)

– это процесс заглубления ствола скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. Процесс бурения в продуктивном пласте имеет определѐнную специфику. Она состоит в том, что при вскрытии большое значение приобретают физико-химические процессы, которые происходят в окрестностях ствола скважины и приводят к образованию призабойной зоны пласта.

Основная задача при вскрытии пласта состоит в том, чтобы не допустить существенного нарушения естественных свойств и состояния горной породы – коллектора – и правильно задать величину заглубления в пласт. Еѐ устанавливают в зависимости от положения водонефтяного контакта, близости подошвенных вод и т. п. При бурении в продуктивной толще должна быть обеспечена такая глубина вскрытия, которая гарантировала бы длительную безводную эксплуатацию скважины и минимальные в данных условиях гидравлические сопротивления при поступлении нефти или газа в скважину.

В зависимости от пластового давления, литологического состава горной породыколлектора, его устойчивости в стенках ствола скважины, степени насыщенности продуктивного пласта и т. п. вскрывать его можно по различным принципиальным схемам.

По одной из распространѐнных схем вскрытия продуктивный пласт перекрывают обсадной колонной и затем проводят работы по восстановлению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Для этого в заранее намеченном интервале против продуктивного пласта обсадную колонну перфорируют, т. е. в обсадных трубах и цементном кольце за ними тем или иным способом пробивают отверстия, создавая каналы, которые позволяют пластовому флюиду поступать в скважину. Этот способ наиболее распространен в практике бурения. Другие способы описаны в главе «Вскрытие пласта».

После вскрытия продуктивного пласта и проведения работ по изоляции его от смежных интервалов приступают к его исследованию. Исследования в нефтяных и газовых скважинах проводят с целью выявления перспективных нефтегазоносных пластов и определения их основных характеристик. По цели и объѐму получаемой информации исследования продуктивного пласта в скважине принято подразделять на испытание и опробование.

Под испытанием понимается комплекс исследовательских работ в скважине, которые проводят для выявления газонефтенасыщения пласта, получения пробы пластового флюида, измерения пластового давления, определения основных гидродинамических параметров пласта и получения исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств исследуемого объекта.

19

Скважина, оборудованная в зоне продуктивного пласта в соответствии с требованиями его эксплуатации и давшая положительные результаты при испытании, подлежит освоению.

Под освоением скважины понимается комплекс работ по вызову длительного притока пластового флюида в скважину вплоть до установившегося промышленного режима работы на оптимальном уровне. Освоение скважины проводят для подготовки еѐ к сдаче в эксплуатацию или к консервации на некоторый период. На этапе освоения для повышения показателей работы пласта и обеспечения промышленного притока применяют (порознь или в комбинации) различные методы воздействия на пласт: физические, механические, химические.

Вызов притока пластового флюида в скважину достигается снижением гидростатического давления столба жидкости в скважине и созданием депрессии, при которой противодавление в скважине становится ниже пластового давления. Приток пластового флюида в скважину происходит под действием энергии пласта.

Вызов притока из продуктивных пластов с высоким пластовым давлением легко достигается в результате замещения бурового раствора в скважине жидкостью с меньшей плотностью, чаще всего водой или нефтью, или аэрированной жидкостью.

2. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ: КОНСТРУКЦИЯ, ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, КЛАССИФИКАЦИЯ

2.1. Компоновка буровых установок

Бурение скважин представляет собой совокупность взаимосвязанных последовательных процессов: спуск долота в скважину на бурильных трубах; разрушение долотом горной породы на забое при одновременном подъеме ее на поверхность буровым раствором, закачиваемым через бурильные трубы в скважину; подъем долота после его износа для замены новым. После спуска в скважину бурильной колонны с новым долотом процесс продолжается в той же последовательности, пока не будет достигнута проектная глубина скважины. В процессе бурения по мере необходимости для укрепления стенок скважины спускают обсадные трубы (колонны), а перед сдачей скважины в эксплуатацию – эксплуатационную колонну.

Буровые установки предназначены для бурения эксплуатационных и глубоких разведочных скважин вращательным способом. Технология вращательного бурения состоит из следующих основных операций:

–вращение и продольная подача породоразрушающего инструмента по мере углубления скважины;

–промывка скважины и вынос разрушенной породы на поверхность;

–наращивание бурильной колонны по мере углубления скважины;

–подъем и спуск в скважину бурильной колонны для смены породоразрушающего

инструмента и забойного двигателя;

–приготовление, обработка и очистка промывочного раствора;

–спуск обсадных колонн для крепления скважины.

Для выполнения этих операций, а также аварийных работ требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, которые на изготовляющем их предприятии не соединяются, но имеют взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровой установкой

(рис. 2.1).

20