Бурение нефтяных и газовых скважин (на примере ОАО "Узгеобурнефтегаз")

Размещено на http://www.allbest.ru/

Национальный Исследовательский Университет нефти и газа имени И.М. Губкина филиал в г. Ташкенте

Кафедра: Бурение нефтяных и газовых скважин

Направление: Бурение нефтяных и газовых скважин.

Отчет

Студента Хисматова Ильдара Маулитжановича группы РБ-07-02

по производственной практике, проходившей в ОАО «Узгеобурнефтегаз»

площади Гирсан, расположенном в Кашкадарьинской области

Ташкент 2011 г.

Оглавление

• Cодержание практики
• Общие сведения о районе буровых работ
• Геологическое строение и нефтеносность месторождения
• Буровое и энергетическое оборудование
• Крепление и цементирование скважин
• Вскрытие продуктивных пластов
• Составление проектов на бурение скважин
• Технико-экономические показатели бурового предприятия
• Диспетчерская служба в бурении (ЦИДС и РИДС)
• Трубная база
• Турбинный цех, цех по ремонту электробуров
• Ремонт бурового и энергетического оборудования

Организация обслуживания буровых промывочной жидкостью и реагентами

• Список литературы
• Содержание практики

Общие сведения о районе буровых работ

Административное положение; ближайшие населенные пункты, климатические условия; рельеф местности; пути сообщения; источники водоснабжения; базы материально - технического снабжения; обеспечение района силовой электроэнергией. Краткие сведения об истории разработки месторождения.

Геологическое строение и нефтеносность месторождения

Краткие сведения о тектонике месторождения, стратиграфии и литологическом составе, коллекторских свойствах горных пород. Сведения о нефтегазоносных горизонтах месторождения (длительность разработки продуктивных горизонтов, дебиты и пластовые давления), характеристика вод. Статические температуры на забоях скважин. Возможные зоны осложнений (потери циркуляции, выбросы, обвалы и т.д.). Влияние геологических особенностей на экономические показатели (скорости и себестоимость бурения).

Буровое и энергетическое оборудование

Типы применяемых буровых установок, их техническая характеристика. Смазка и профилактический ремонт буровых лебедок, роторов, приводов к ним и редукторов, талевой системы. Вышки и мачты, их характеристика.

Типы буровых насосов и приводы к ним, их характеристика. Смазка и профилактический ремонт буровых насосов и приводов к ним.

Механизация производственных процессов. Степень внедрения пневмоключей, пневмоклиньев, механизмов АСП, данные об их эксплуатации, экономическом эффекте применения. Схемы расположения оборудования и циркуляционной системы на буровой. В этом разделе студент должен выяснить достоинства и недостатки применяемого оборудования, его соответствие условиям бурения и современному уровню развития техники и дать соответствующую оценку своем отчете.

Показатели использования оборудования, план - график движения буровых установок.

Крепление и цементирование скважин

Методика расчёта обсадных колонн, применяемая на данном предприятии. Подготовка ствола к спуску обсадной колонны. Фактический объём измерительных работ скважине и их пели.

Применяемые способы спуска колонны: спуск хвостовиков, секционный спуск, спуск сварных колони. Схема компоновки низа бурильной колонны с указанием расстояний между элементами и конструкции элементов.

Техника спуска обсадной колонны и подвеска ей на устье. Промышленная безопасность при спуске колонн.

Характеристика применяемых цементов (марка, завод - изготовитель, результаты контрольных анализов). Рецептура тампонажных смесей. Применяемая методика расчета цементирования, её анализ.

Характеристика цементировочного оборудования и организация процесса цементирования. Способы цементирования, их эффективность. Контроль успешности цементирования: измерение свойств закачиваемого цементного раствора, наблюдение за изменением давления в процессе цементирования, схватывание и твердение цементного камня; определение высоты подъема цементного раствора и закономерности вытеснения глинистого раствора. Применяемые буферные жидкости, выбор объема жидкости. Длительность твердения цементного камня (ОЗЦ). Применяемые станции контроля за цементированием (СКЦ), обвязка оборудования при цементировании. Цементировочные головки и др. оборудование.

Порядок испытания колонны на герметичность. Анализ результатов цементирования скважин за последние годы.

Методы исправления неудачного цементирования, применяемой в данном районе. Методы и технология установки цементных мостов. Промышленная безопасность при проведении цементировочных работ. Тампонажная база. Ее оборудование, штаты, объем и организация работы.

Вскрытие продуктивных пластов

Методы вскрытия продуктивных горизонтов (конструкция призабойной зоны, применяемые промывочная жидкость). Типы применяемых испытателей пластов и методы работы с ним. Типы перфораторов. Плотность перфораций. Испытание скважины на приток. Методы освоения, применяемые в данном районе. Обвязка устья скважины при опробовании, перфорации, освоении. Оборудование применяемое для освоения скважины. Продолжительность и стоимость освоения скважины.

Техника безопасности при испытании пластов, освоении и сдачи скважины в эксплуатацию. Экономическая эффективность применения испытателей пластов.

Составление проектов на бурение скважин

Порядок составления проектов. Содержание исходных данных, представляемых заказчиком (УБР) проектировщиками (НИПИ). Директивные материалы и инструкции, используемые при составлении проектов. Другие источники информации. Структура проекта и сметы на бурение типовой скважины. Разработка конструкции скважины. Использование в проектах новой техники и технологии, разработок научно - исследовательских организаций. Осуществление авторского контроля над реализаций проектов.

Технико-экономические показатели бурового предприятия

Объем проходки, число законченных строительством скважин, проходка на одну бригаду.

Цикловая, коммерческая, техническая скорости бурения (по плану и фактически), средняя проходка на долото (по плану и фактическая). Нормативная карта. Баланс времени бурения за последний год Себестоимость бурения скважины в укрупненных показателях (по плану и фактическая). Смета на строительство скважин (структура сметы).

Диспетчерская служба в бурении (ЦИДС и РИДС)

Схема диспетчерской службы. Объем работы, возложенной на диспетчерскую службу. Функции диспетчеров и организация их работы. Материальная база диспетчерской службы. Связь с буровой.

Трубная база

План трубной базы, оборудование базы, годовой (месячный) объем работы. Виды работ, производимых на трубной базе. Технологическая схема проверки и ремонта трубных изделий. Контроль качества ремонта. Контрольная аппаратура.

Технология восстановления изношенных деталей (замков, резьб и т.п.). технология горячего крепления бурильных замков.

Профилактический осмотр (дефектоскопия) и проверка труб. Опрессовка трубных изделий.

Промышленная безопасность работ на трубной базе.

Турбинный цех, цех по ремонту электробуров

Порядок сборки и разборки забойного двигателя в мастерской. Организация проката двигателей, характерные виды взноса деталей и причины износа. Характеристика оборудования. Виды ремонта забойных двигателей. Себестоимость ремонтных работ.

Промышленная безопасность при ремонте забойных двигателей.

Ремонт бурового и энергетического оборудования

Основные быстроизнашивающиеся детали бурового и энергетического оборудования.

Порядок н периодичность профилактического осмотра оборудования. Виды ремонтов. График планово - предупредительного решила бурового и энергетического оборудования. Нормативы для составления этого графика. Межремонтный период отдельных видов бурового и энергетического оборудования. Содержание каждого ремонта. Техническая документация на ремонт.

Механико-ремонтная мастерская конторы бурения. Характеристика оборудования, установленного в мастерской. Себестоимость ремонтных работ. Безопасность труда при ремонтных работах.

Организация обслуживания буровых промывочной жидкостью и реагентами

Схема глинозавода и его оборудование. Организация работ. Нормы выработки. Объем работ. Стоимость 1 м³ глинистого раствора. Организация снабжения буровых глинистым раствором. Техника безопасности при работе на глинозаводе. Обеспечение химическими реагентами и утяжелителями.

Общие сведения о районе буровых работ

Характеристика района работ	Единица измерения	Значение
Наименование площади (месторождения)		Намазбай
Административное расположение республика область район		Узбекистан Кашкадарьинская Гузарский
Температура воздуха среднегодовая	оС	плюс 35
То же, максимальная летняя	оС	плюс 48
То же, минимальная зимняя	оС	минус 25
Среднегодовое количество осадков	mm	70-150
Продолжительность отопительного периода в году	d	101
Азимут преобладающего направления ветра	grad	СВ,ЮЗ
Наибольшая скорость ветра	m/s	25
Сведения о площадке строительства и подъездных путях: рельеф местности состояние грунта толщина снежного покрова толщина почвенного слоя характер растительного покрова группа грунта	cm cm	слабовсхолмленная равнина сухой 10-15 15 редкие дикорастущие травы III
Характеристика подъездных дорог: протяжённость характер покрытия высота насыпи ширина	km cm m	4.0 гравийное 30 6
Протяжённость магистральной дороги	km	40 (г.Карши)
Источник водоснабжения		Техническая вода из водяной скважины питьевая вода привозом
Источник энергоснабжения		ЛЭП
Средства связи		РРС
Источник местных строительных материалов	km	карьер,25

Геологическое строение и нефтеносность месторождения

Геологическая информация является основой решения практически всех вопросов проектирования сооружения скважин и управления буровыми процессами. Характеристики проходимых скважиной пород и пластовых флюидов во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия продуктивных горизонтов, крепления стенок скважины и разобщения пластов. Для морского бурения огромное значение имеют сведения о гидрометеорологических условиях, а также характеристики глубин морей, морских волнений, приливов и отливов, морских течений, ветра, ледовой обстановки.

Геология - наука о составе, строении и истории Земли.

Предполагают, что Земля состоит из нескольких различимых по свойствам оболочек: литосферы толщиной 50-70 км; мантии до глубины 2900 км; ядра в интервале глубин 2900-6380 км. Над литосферой находятся водная оболочка - гидросфера, а выше - газовая оболочка - атмосфера. Литосфера сложена горными породами, основу которых составляют различные минералы - природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам, возникшие в результате физико-химических процессов.

Классификация горных пород по происхождению:

А. Магматические (изверженные) - кристаллические породы, образовавшиеся в результате застывания расплавленного вещества (магмы).

Б. Осадочные - породы, составленные из мельчайших кусочков различных минералов, часто сцементированных между собой, содержащие остатки животных и растительных организмов. По способу накопления вземной коре различают механические осадки, породы химического и смешанного происхождения.

Механические осадки - результат денудационных процессов солнечно-ветроводяного разрушения и переноса осадков магматических пород (валуны, галечник, гравий). Химические породы (и некоторые причисляемые к осадочным породам) образовались путем химических реакций и накопления на земной поверхности сложных солей (каменная соль, ангидрид, гипс). Породы смешанного происхождения включают в себя обломочный материал, вещества органического и химического происхождения (известняки, мел, глины, пески, песчаники).

В. Метаморфические горные породы - это вторично переплавленные осадочные и изверженные породы в результате погружения их в расплавленную часть Земли (кварциты, мраморы, сланцы, гнейсы).

Для определения историко-геологических закономерностей накопления горных пород и формирования Земли как планеты используют стратиграфическую шкалу, на основе которой составлена геохронологическая таблица, отражающая расположение в определенной последовательности условных отрезков времени формирования земной коры

Породы-коллекторы. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т.е. системой пустот -- пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Емкость порового коллектора называется пористостью (см. рис. 1). Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры.

По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные v>508 мкм), капиллярные (508--0,2 мкм) и субкапиллярные (<0,2 мкм).

В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики. Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водо- и нефтегазоупорными. Фильтрация воды по таким породам невозможна. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером >0,2 мкм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость -- это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор И, к объему образца породы К₂ : к„ = К,/К₂.

При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость -- объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости к_ао -- отношением суммарного объема открытых пор V_o к объему образца породы

V₂ : &_п._о. = V_o/V₂.

В нефтяной геологии наряду с понятиями общей и открытой пористости существует понятие эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы ^_пэф1 равен отношению объема пор V^, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления, к объему образца породы: ^эф ⁼ V^/Уг-

Коэффициент пористости обломочных пород в идеальном случае (когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму) не зависит от размеров зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. При расположении шаров по вершинам куба пористость составляет 47,64%, а по вершинам тетраэдра -- 25,95%, независимо от размера шаров.

У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна заполняют промежутки между крупными зернами, уменьшая тем самым объем порового пространства.

Величина коэффициента пористости горных пород может достигать 40%, например, для газоносных алевролитов (алевритов) местоскоплений Ставрополья его значения составляют 30-- 40%. Наиболее распространенные значения ^ нефтеносных песчаников Русской платформы 17--24%.

Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных (трещиноватых и кавернозных) пород такие же, как и обломочных.

Проницаемость -- важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать жидкость и газ. За единицу проницаемости (1 мкм²) принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа * с составляет 1 м³/с. Проницаемость неф теносных песчаников изменяется в широком диапазоне -- от 0,05 до 3 мкм², трещиноватых известняков -- от 0,005 до 0,02 мкм². Она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород.

Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов очень часто резко изменяются на незначительных расстояниях в одном и том же пласте. Даже в пределах небольшого образца породы размеры пор сильно различаются. Характер строения и размер пор оказывают большое влияние на движение жидкостей и газа в нефтяном пласте и на величину коэффициента извлечения нефти из недр. Практически по субкапиллярным порам жидкость не перемещается. В таких порах межмолекулярное притяжение настолько велико, что для перемещения жидкости требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Благодаря межмолекулярному притяжению поверхность минеральных частиц обволакивается слоем крепко связанной воды. Эта вода почти полностью закрывает просветы субкапиллярных поровых каналов. Породы с такими порами характеризуются проницаемостью менее 0,001 мкм² и не имеют практического значения.

При разработке месторождений применяют методы искусственного увеличения пористости и проницаемости путем гидроразрыва пласта и воздействия на него соляной кислотой, что приводит к разрушению перегородок между порами и расширению трещин.

Существуют различные схемы классификации пород-коллекторов. П. П. Авдусин и М. А. Цветкова выделяют пять их классов по величине эффективной пористости, %: А > 20, В -- 15--20, С -- 10--15, D -- 5--10, Е < 5. Каждый из указанных классов в свою очередь подразделяется на три группы по скорости движения фильтрата через породу.

В последнее время широко применяется классификация пес-чано-алевролитовых коллекторов, предложенная А. А. Ханиным (табл. 7). Согласно этой классификации выделяется шесть классов коллекторов, различающихся по проницаемости и емкости.

Изучение коллекторских свойств пластов проводится по образцам керна, материалам промыслово-геофизических исследований и по данным испытания скважин на приток.

Класс коллектора, по АА. Ханину	Название породы по преобладанию гранулометрической фракции	Пористость эффективная, %	Проницаемость по газу, мкм2	Оценка коллектора по проницаемости и емкости
I	Песчаник среднезернистый Алевролит мелкозернистый	16,5 29	>1	Очень высокая
11	Песчаник среднезернистый Алевролит мелкозернистый	15-16,5 26,5-29	0,5-1	Высокая
III	Песчаник среднезернистый Алевролит мелкозернистый	11-15 20,5-26,5	0,1-0,5	Средняя
IV	Песчаник среднезернистый Алевролит мелкозернистый	5,8-11 12-20,5	0,01-0,1	Пониженная
V	Песчаник среднезернистый Алевролит мелкозернистый	0,5-5,8 3,6-12	0,001-0,01	Низкая
VI	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый	0,5 2 3,3 3,6	<0.001	Коллектор не имеет промышленного значения

Геологическая характеристика скважины

Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания	Элемент залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности	Стандартное описание горной породы: полное наименование, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и др.)
	от (кровли)	до (подошвы)
			угол, градус	азимут, градус
1	2	3	4	5	6	7
Неоген-четвертичные	0	1450	--	--	1,1-1,33	Пески ,суглинки, супеси, с включениями гравийных коричнево-серых конгломератов
Палеоген (сузакские слои)	1450	1525	1,15	120-170	1,33	Глины зеленовато-серые, плотные, слабопесчанистые. Известняки светло-коричневые, серые, крепкие
Бухарские слои	1525	1640	1,2	120-170	1,33
Мел:
Сенон	1640	2160	1,3	120-170		Переслаивание темно-серых, зеленовато-серых глин и зеленовато-серых песчаников
Турон	2160	2475	1,45	120-170	1,31	Глины темно-серые, алевролиты, песчаники серые и зеленовато-серые
Сеноман	2475	2715	1,45	120-170	1,31	Переслаивание глин, песчаников и алевролитов серого, светло-серого цвета
Альб	2715	3015	1,45	120-170	1,31	Песчаники темноцветные, алевролиты, глины серые с прослоями алевролитов
Неоком-апт	3015	3505	2	120-170	1,31	Песчаники, алевролиты, глины в нижней части красно-цветные глины
Юра:
Кимеридж-титон Верхние ангидриты Верхние соли Средние ангидриты Нижние соли Нижние ангидриты	3505 3505 3515 3615 3635 3655	3670 3515 3615 3635 3655 3670	2,3 2,3	120-170 120-170	1,31 1,31	Ангидриты белого цвета Каменная соль белая, крупно-кристаллическая Ангидриты серого, темно-серого цвета, плотные, крепкие, массивные
Келловей-оксфорд	3670	3850	3	120-170	1,4	Известняки серого, светло-серого цвета, плотные, крепкие, иногда трещиноватые.
XV-НР горизонт	3670	3730	3	120-170	1,4	Коллектора сложного типа, представленные чередованием пористых, трещиновато-кавернозных известняков с плотными разностями
XV-Р горизонт	3730	3820	3	120-170	1,4	Коллектора гранулярного типа, представленные манолитной пачкой пористо-кавернозных известняков, преобладают водорослевые и комкаватово-дорослевые известняки, встречаются коралловые известняки.
XV-ПР горизонт	3820	3850	3	120-170	1,4	Коллектора смешанного типа, включающие в себя, как гранулярные коллектора, так и трещиновато-кавернозные, чередующиеся с плотными известняками

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Краткое наименование горной породы	Плотность, g/сm3	Пористость, %	Проницаемость, mkm2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленосность, %	Абразивность, %	Категория пород по бури-мости	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)
	от (верх)	до (низ)
Неоген + четвертичные	0	1450	суглинки пески глины	1,5-2,1	-	10-120	15-80	10-15	-	3-4	II- III	мягкая средняя
Сузак	1450	1525	глины	1,5-2,1	-	-	80-90	10-15	-	1-4	II- III	мягкая
Бухара	1525	1640	известняки	2,5-2,7	-	50-300	10-15	75-85	-	4-5	V	твердая
Сенон	1640	2160	глины песчаники	2,0-2,2	-	15-150	20-60	15-18	-	2-7	II- III	средняя
Турон	2160	2475	глины алевролиты песчаники	2,1-2,15	-	15-110	15-60	15-20	-	2-8	III	средняя
Сеноман	2475	2715	глины алевролиты песчаники	2,28-2,3	-	20-130	20-60	15-25	-	3-8	III - IV	средняя
Альб	2715	3015	песчаники алевролиты глины	2,4-2,5	-	100-120	70-80	10-15	-	3	III - IV	средняя
Неоком-апт	3015	3505	песчаники алевролиты глины	2,4-2,5	-	20-150	10-80	5-40	-	4	V- V I	твердая
Кимеридж-титон	3505	3670	соли ангидриты	2,3-2,5	-	-	2-3	3-5	95	6-11	I-IX	мягкая, твердая
Келловей оксфорд	3670	3850	известняки	2,6-2,7	3-5	0,12-0,13	5-10	80-90	-	8-10	VI-VII	твердая

Нефтеносность

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Тип коллектора	Плотность, g/сm3	Подвижность mkm2 МPа·s	Массовая доля серы, %	Массовая доля парафина, %
	от (верх)	до (низ)
Келловей-оксфорд	3696	3713	трещиноватый	0,868	0,039	1,4	-

Газоносность

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Тип коллектора	Объемная доля, %	Относительная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях
	от (верх)	до (низ)		сероводорода	углекислого газа
Келловей-оксфорд	3670	3696	трещиноватый	0,4	-	0,6	-

Давления и температура по разрезу

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Градиенты давления	геотермический градиент градус/ m	Давления, МPа	Температура, 0С
	от (верх)	до (низ)	пластового	порового	гидроразрыва пород	горного		пластовое	поровое	гидроразрыва	горное
Неоген + четвертичные	100	600	1,0	1,1	1,9	2,3	0,033	1,0	1,1	1,9	2,3	20
Палеоген	600	1640	1,1	1,15	1,9	2,3	0,036	6,6	6,9	11,4	13,8	59
Верхний мел	1640	2715	1,12	1,16	1,9	2,3	0,036	18,4	19	31,2	37	98
Нижний мел	2715	3505	1,12	1,18	1,9	2,3	0,035	30,4	32	51,6	62,0	123
Кимериджтитон	3505	3670	1,21	1,25	2	2,3	0,035	36,1	40,1	69,2	79,6	130
Келловей-оксфорд	3670	3850	0,98	1,16	1,9	2,3	0,036	38,0	42,6	72,5	83,4	140

Поглощение бурового раствора

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Глубина статического уровня при максимальном его снижении, m	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, МPа· m	Условия возникновения поглощения (повышение плотности бур. раствора, гидродинамическое давление и т.п.)
	от (верх)	до (низ)
Палеоген	1525	1640	100-120	да	1,22	Превышение плотности бурового раствора
Келловей-окфорд	3670	3850	30-40	да	1,2	Превышение плотности бурового раствора

Осыпи и обвалы стенок скважины

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
Неоген + четвертичные	100	1450	Проработка. ствола скважины с скоростью 3-5m/h
Палеоген (сузак)	1450	1525	Проработка. ствола скважины с скоростью 3-5m/h
Верхний мел	1640	2715	Проработка. ствола скважины с скоростью 3-5m/h
Нижний мел	2715	3505	Проработка. ствола скважины с скоростью 3-5m/h

Нефтегазоводопроявления

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Плотность пластового флюида при проявлении, g/сm3	Условия возникновения пластового проявления
	от (верх)	до (низ)
Сеноман	2475	2715	вода	1,06	Снижение противодавления на пласт
Неоком-апт	3015	3505	вода	1,06	Снижение противодавления на пласт
Келловей-окфорд	3670	3697	газ	0,6	Снижение противодавления на пласт
Келловей-окфорд	3697	3850	нефть	0,87	Снижение противодавления на пласт

Прихватоопасные зоны

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальникообразования и т.д.)	Допустимое время оставления бурильной колонны без движения, min	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Палеоген (сузак)	1450	1525	Заклинки, сальникообразование	7	Оставление бур. инструмента без движения более 10 min, большая водоотдача
Мел	1640	3505	Заклинки, сальникообразование	5	Оставление бур. инструмента без движения более 10 min, большая водоотдача
Келловей-окфорд	3670	3850	От перепада давления	5	Оставление бур. инструмента без движения более 10 min, большая водоотдача

Текучие породы

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Наименование текучей породы	Наименьшая плотность бурового раствора, при которой длительно не нарушается процесс бурения, g/сm3	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Кимеридж-титон	3503	3670	Сильвинит, галит	1,26-1,28	Снижение противодавления на пласт

Прочие возможные осложнения

Стратиграфическое подразделение	Интервал, m	Вид осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Неоген + четвертичные	0	100	Размыв устья скважины	Отклонение параметров бурового раствора от рекомендованных в регламенте и рабочем проекте
Мел	1640	3505	Кавернообразование, желобообразования	Отклонение параметров бурового раствора от рекомендованных в регламенте и рабочем проекте
Кимеридж-титон	3505	3670	Кавернообразование, коагуляция промывочной жидкости, набухание ангидритов, текучесть солей	Отклонение параметров бурового раствора от рекомендованных в регламенте и рабочем проекте
Келловей - окфорд	3670	3850	Кавернообразование, сужение ствола	Отклонение параметров бурового раствора от рекомендованных в регламенте и рабочем проекте

Буровое и энергетическое оборудование

В первую очередь следует учитывать: природно-климатические и геологические; отдаленность от ремонтных баз и источников энергии; частоту перемещения на новые точки бурения; загазованность окружающей среды, загрязненность рабочих мест буровым промывочным раствором; необходимость обеспечения бесперебойного процесса бурения для устранения возможных осложнений в стволе скважины; высокую абразивность и коррозионную активность бурового промывочного раствора; стесненность рабочих мест и др.

Требования к буровым установкам разделяются на технические, эксплуатационные, технологические, экономические, социальные и специальные.

Технические требования заключаются в том, чтобы конструкция буровой установки отвечала новейшим достижениям науки и техники, а ее параметры соответствовали мировым стандартам. Машины и оборудование имели бы высокий коэффициент полезного действия (КПД), достаточную прочность, надежность и долговечность.

Эксплуатационные требования состоят в том, что в процессе эксплуатации работоспособность буровой установки будет поддерживаться проведением технического обслуживания и ремонтов. С этой целью необходимо обеспечить высокую ремонтопригодность буровой установки, т.е. доступность ее агрегатов для технического обслуживания и ремонта, возможность контроля технического состояния и замены быстроизнашивающихся узлов и деталей.

Технологические требования связаны с материальными и трудовыми затратами на изготовление буровых установок. К ним относятся:

простота конструкции машин, достигаемая максимальным упрощением их структурной схемы;

простота форм деталей, рациональный выбор материала и способа получения заготовок с целью экономии материала;

оптимальные точность изготовления и шероховатость поверхности, уменьшение размеров обрабатываемых поверхностей;

правильный выбор допусков и посадок, обеспечивающий взаимодействие деталей, взаимозаменяемость, соблюдение их размера для устранения подгоночных работ при сборке;

максимальное использование стандартных и унифицированных узлов и деталей;

уменьшение номенклатуры режущего и крепежного инструментов, используемых при механической обработке и сборке.

Экономические требования связаны с необходимостью обеспечения минимальных производственных и эксплуатационных расходов, определяющих эффективность буровой установки. В сфере производства экономические требования удовлетворяются технологичностью конструкций, позволяющей при заданном объеме выпуска и конкретных производственных возможностях изготовить машину при наибольшей производительности труда и наименьшей себестоимости. Важное экономическое требование -- экономия металла и других материалов путем снижения материалоемкости машин и оборудования. К эксплуатационным экономическим показателям относятся производительность механического бурения и спускоподъемных операций, время, затрачиваемое на подготовительно-заключительные, вспомогательные и ремонтные работы.

К социальным требованиям относятся безопасность работы, легкость управления и обеспечение нормальных условий труда для обслуживающего персонала Социальные требования должны рассматриваться как обязательные вследствие того, что условия работы буровиков относятся к тяжелым и опасным.

Специальные требования связаны с условиями работы буровых установок. Компоновочные схемы и расположение машин и всей установки выбираются с учетом удобств управления и обслуживания, а также ограничений в занимаемой площади, что особенно важно для работы в море и на пересеченной местности. Масса буровых машин должна соответствовать грузоподъемности промысловых кранов и транспортных средств. Буровая установка должна разбираться на транспортабельные и легко демонтируемые узлы. Электрооборудование должно иметь взрывобезопасное исполнение.

Классификация и характеристики установок

В 1959 г. была принята отраслевая нормаль Н900-59, регламентирующая основные характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. В ней предусматривалось пять классов буровых установок, различающихся по грузоподъемности (50, 75, 125, 200 и 300 т). Ее заменила нормаль Н900-66 с изменениями и дополнениями. На основе этой нормали был разработан и действовал ГОСТ 16293-70, взамен которого ввели ГОСТ 16293-82.

Из параметров, включаемых в стандарты буровых установок, выделяется главный параметр, наиболее полно характеризующий эксплуатационные возможности буровой установки. В период действия нормалей Н900-59 и Н900-66 в качестве главного параметра принималась номинальная грузоподъемность, значение которой приводилось в шифре буровой установки (например, БУ80БрД или Уралмаш 125БД).

В ГОСТ 16293-70 были представлены девять классов буровых установок, различающихся по максимальной нагрузке на крюке, допускаемой в процессе проходки и крепления скважины, и по условной глубине бурения скважины, определяемой исходя из массы 1 м бурильной колонны, равной 30 кг. После введения ГОСТ 16293-70 в шифр буровой установки вместо номинальной грузоподъемности была внесена условная глубина бурения (например, БУ2500ДГУ или БУ3000БД).

В ГОСТ 16293-82 включено 11 классов буровых установок, главными параметрами которых являются допускаемая нагрузка на крюке и условный диапазон глубин бурения (табл. 14.1). Соответственно в шифре новых буровых установок указывают условную глубину бурения и допускаемую нагрузку на крюке (например, БУ1600/100ЭУ). К важным отличительным признакам, указываемым в шифре буровой установки, относятся тип силового привода (Д - дизельный, ДГ - дизель-гидравлический, ДЭР - дизель-электрический регулируемый, Э - электрический на переменном токе, ЭП - электрический на постоянном токе и др.) и монтажеспособность буровой установки (У-универсальная монтажеспособность).

Комплектные буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения

Выпускаемые буровые установки периодически обновляются более производительными и надежными моделями, отвечающими возрастающим требованиям бурения и новейшим достижениям науки и техники. Повышение производительности и надежности буровых установок - предпосылка успешного выполнения непрерывно возрастающих объемов бурения. Во многих случаях смена выпускаемых моделей происходит в связи с изменением параметров буровых установок.

В комплектные буровые установки входят буровое оборудование и сооружения, оборудование системы циркуляции промывочного раствора, комплекс механизмов АСП для автоматизации спускоподъемных операции, регулятор подачи долота и др.

Широко распространены буровые установки на базе комплектов основного бурового оборудования Уралмаш. Для морских буровых установок Уралмашзавод выпускает буровое оборудование ПБУ 6000/60ПЭМ и ППБУ 6000/200ППЭМ. На предприятиях бурения эксплуатируются снятые с производства буровые установки БУ80БрД, БУ80БрЭ, Уралмаш 3000ЭУК, Уралмаш 3000ЭУ, Уралмаш 4000Э-1, Уралмаш 4000Д-1, Уралмаш 6500Э, Уралмаш 6500ДГ, а также отдельные опытные модели.

Буровые установки БУ2500ДГУ и БУ2500ЭУ разработаны взамен буровых установок БУ80БрД и БУ80БрЭ-1. Основное и вспомогательное оборудование этих установок монтируется на отдельных блоках, транспортируемых гусеничными тяжеловозами.

На вышечном блоке размещаются вышка, буровая лебедка с коробкой перемены передач, ротор, трансмиссии лебедки и ротора, вспомогательный привод, ключ АКБ-ЗМ2, вспомогательная лебедка, консольно-поворотный кран, пульт бурильщика и некоторое другое оборудование. Основание этого блока представляет собой металлическую платформу с опорами. Лебедка со вспомогательным тормозом и рамой образует лебедочную секцию вышечного блока. Коробка перемены передач, трансмиссия лебедки и вспомогательный привод с рамой входят в приводную секцию вышечного блока. Приводной блок БУ2500ДГУ состоит из трех секций: дизельной, трансмиссионной и воздухосборников. В дизельной секции установлены три силовых агрегата, мощность которых через карданные валы передается цепному суммирующему редуктору. В трансмиссионной секции установлены цепной суммирующий редуктор и две компрессорные станции. Цепной редуктор позволяет передавать мощность силовых агрегатов буровой лебедке, насосам, ротору и одной компрессорной станции (вторая компрессорная станция имеет индивидуальный электрический привод). В секции воздухосборников располагаются два воздухосборника, агрегат подогрева воздуха АПВ 200/140, фильтр-влагоотделитель и маслоотделитель.

Насосный блок состоит из двух насосных секций с пультом управления насосами, необходимыми коммуникациями и компрессором высокого давления для зарядки пневмокомпенсаторов. Каждая насосная секция включает раму, трехпоршневой насос одностороннего действия НБТ-600 и привод.

Дизель-генераторный блок состоит из основания с укрытием, двух дизель-электрических агрегатов, станций управления, сливных баков и аккумуляторных батарей.

Приемные мостки для укладки и подачи на буровую площадку бурильных и обсадных труб, а также других механизмов и инструмента состоят из стеллажей, горизонтальных и наклонных трапов.

Секционная конструкция позволяет при необходимости транспортировать буровую установку более мелкими частями, состоящими из отдельных секций рассмотренных блоков.

Установка БУ3000БД с пятидизельным приводом применяется для бурения эксплуатационных и разведочных скважин в неэлектрифицированных районах. Она комплектуется на заводе-изготовителе комплексом механизмов АСП для автоматизации спускоподъемных операций, вышкой, основанием и каркасом укрытий.

БУ3000БЭ1 -- модификация БУ3000БД. Благодаря электрическому приводу эта установка имеет более простую кинематическую схему и большую производительность (планируемая проходка в год соответственно 5700 и 3540 м).

БУ3000ЭУК поставляется с буровыми сооружениями, обеспечивающими универсальный монтаж и транспортировку (крупными и мелкими блоками, а также поагрегатно). Она предназначена для кустового бурения скважин в условиях Западной Сибири. БУ3000ЭУК-1 -- модификация БУ3000ЭУК и отличается от нее эшелонным расположением блоков, позволяющим значительно увеличить число разбуриваемых скважин в одном кусте (БУ3000ЭУК позволяет пробурить 16 скважин в кусте). Модернизированная буровая установка БУ3000ЭУК-1М имеет допускаемую нагрузку на крюке 2000 кН против 1700 кН в установках БУ3000ЭУК.

В БУ3000ДГУ используются дизель-гидравлические силовые агрегаты СА-10 с дизелем 6ЧН21/21 мощностью 475 кВт вместо дизелей В2-450. В лебедках БУ3000ЭУ используется электромагнитный вспомогательный тормоз вместо гидродинамического. Двухпоршневые насосы двустороннего действия У8-6МА2 заменены более эффективными трехпоршневыми одностороннего действия УНБТ-950. Установки БУ3000ДГУ и БУ3000ЭУ в отличие от БУ3000БД и БУ3000БЭ поставляются с основаниями для универсального монтажа и транспортировки.

БУ4000ГУ-Т предназначена для экспорта в страны с тропическим климатом. Конструктивное исполнение и состав поставки учитывают требования заказчиков. Параметры ее соответствуют мировым стандартам.

БУ4000Д-1 и БУ4000Э-1 отличаются от комплексов Уралмаш ЗДЦ-76 и Уралмаш 4Э-76 тем, что буровое оборудование поставляется заводом-изготовителем вместе с буровыми сооружениями, комплексом механизмов АСП, регулятором подачи долота, краном для обслуживания мостков, талевым механизмом с оснасткой 5x6 или 6x7 в зависимости от пожелания потребителя.

БУ5000ДГУ и БУ5000ЭУ снабжены комплексом механизмов АСП, регулятором подачи долота, насосами УНБ-600 и буровыми сооружениями для универсального монтажа и транспортировки. Установка БУ5000ДГУ имеет дизель-гидравлический привод на базе силовых агрегатов СА-10.

БУ6500Э и БУ6500ДГ, заменившие Уралмаш 200Д-1У и Уралмаш 2003-IV, оснащены комплексом АСП, насосами У8-7МА-2, дизель-гидравлическим приводом от агрегатов 1 АДГ-1000, современным электрооборудованием и буровыми сооружениями для мелкоблочного монтажа.

Комплект бурового оборудования Уралмаш 6000ПЭМ предназначен для плавучих самоподъемных буровых установок типа Уралмаш 6000/60 ПБУ, используемых для бурения скважин при глубине моря 60 м. Комплект оснащен регулируемым электрическим приводом лебедки, насосов и ротора, комплексом АСП, благодаря которому степень механизации спуско-подъемных операций достигает 75 %.

Комплект бурового оборудования Уралмаш 6000/200ППЭМ предназначен для плавучих полупогружных буровых установок.

Буровая установка состоит из комплекса сооружений и механизмов для удержания на весу бурильной колонны, ее подачи, спуска, подъема и наращивания, комплекса оборудования для обеспечения циркуляции бурового раствора в скважине, его очистки от выбуренной породы и газа, восстановления его свойств, а также оборудования для вращения бурильной колонны.

Оборудование для герметизации устья скважины состоит из глухих и проходных плашечных превенторов, универсальных и вращающихся превенторов и системы их управления.

Независимо от способа вращательного бурения для выполнения всех операций основная схема буровой установки и состав ее оборудования почти во всех случаях одинаковые и различаются только параметрами и конструкцией.

На рис. 14.1 показан общий вид, а на рис. 14.2 приведена функциональная схема буровой установки для глубокого вращательного бурения с промывкой скважины буровым промывочным раствором.

Буровая установка состоит из вышки, поддерживающей на весу бурильную колонну, силового привода, оборудования для вращения и подачи бурового долота, насосного комплекса для прокачивания бурового раствора, устройств для его приготовления и очистки от выбуренной породы и газа и восстановления качества, комплекса оборудования для спуска и подъема колонн для смены изношенного долота, оборудования для герметизации устья скважины, контрольно-измерительных приборов и других устройств. В комплект буровой установки также входят основания, на которых монтируют, а иногда и перевозят оборудование, мостки, лестницы, емкости для топлива, раствора, воды, химических реагентов и порошкообразных материалов.

месторождение бурение скважина



Рис. 14.2. Функциональная схема буровой установки:

1 -- переводник и центратор; 2, 3 -- переводники ведущей трубы и вертлюга; 4 -- крюк; 5 -- ведущая ветвь каната; 6, 7, 9 -- трансмиссии лебедки и ротора; 8 -- линия высокого давления; 10 -- зажимы ротора

Максимальная скорость бурения скважины достигается, когда характеристики применяемого оборудования наиболее полно удовлетворяют требованиям режимов бурения. Физико-механические свойства горных пород, определяющие их буримость, изменяются в широких пределах, поэтому буровая установка должна позволять изменять в достаточно широком диапазоне параметры режимов бурения. К факторам, определяющим режим бурения, можно отнести соответствие типа и размеров долота условиям бурения, осевую нагрузку на него, частоту его вращения, количество и качество прокачиваемой жидкости или газа, время работы долота на забое.

Время работы долота на забое зависит от типа и конструкции долота, качества его изготовления, свойств разбуриваемых пород и режима эксплуатации долота Средняя продолжительность пребывания долота на забое (в ч): для шарошечных долот при турбинном бурении в твердых породах 1,5-3, в мягких - 5-15, при роторном бурении в твердых породах 20-100, в мягких - 80-250, для режущих и истирающих долот при турбинном бурении 10-30, при роторном - 30-60, для алмазных долот в твердых породах 10-20 ч, в средних и мягких породах до 200. Все механизмы и агрегаты буровой установки должны обеспечивать бесперебойную работу в течение указанного времени.

Эти данные ориентировочные. По мере применения долот новых типов и улучшения режимов бурения время пребывания долот на забое может увеличиваться.

Для наращивания бурильной колонны процесс бурения останавливают через каждые 6, 9 или 12 м углубления скважины. Время, затрачиваемое на наращивание, составляет 3-10 мин.

Весь цикл работы буровой установки или рейс одного долота приведен на диаграмме (рис. 14.3). Как видно из диаграммы, рейс состоит из

Рис. 14.3. Диаграмма одного цикла (рейса долота) буровой установки:

С -- спуск колонны; Пр -- проходка; Ц -- циркуляция и промывка скважины; П -- подъем колонны; Д -- смена долота; Б -- бурение; Н -- наращивание; t -- время; Р, Р, Р" -- нагрузка соответственно на крюке в начале, конце рейса и при бурении; Р_А -- нагрузка на долото; л -- номер рейса; Н_А -- нагружение долота; <Э_Т -- вес талевой системы спуска С колонны с циклическим увеличением нагрузки на крюк Р_к до наибольшей для данной глубины скважины, нескольких периодов бурения Б, наращивания Н и подъема П колонны для смены долота Д с циклическим уменьшением нагрузки на крюк по мере извлечения каждой свечи. Скорость спуска бурильной колонны лимитируется технологическими условиями, состоянием ствола скважины и составляет 1-2 м/с в необсаженном и до 3 м/с в обсаженном стволе.

При подходе к забою скважины спуск бурильной колонны замедляют, чтобы не заклинить новое долото, так как изношенное предыдущее долото по мере износа уменьшает диаметр и форму скважины. На некотором расстоянии от забоя долото останавливают и скважину промывают, после чего начинают вращать долото, осторожно подводят его к забою и производят проработку при иной части ствола с небольшой нагрузкой. После этого нагрузку на долото быстро и плавно увеличивают, доводя в минимально возможное время до максимальной, установленной для данных условий бурения. Затем нагрузку регулируют в зависимости от характера проходимых пород. Скорость бурения может меняться от 0,1 до 60 м/ч и даже более.

После углубления скважины на всю длину ведущей трубы бурение приостанавливают, колонну приподнимают и скважину промывают для того, чтобы поднять выбуренную породу в затрубном пространстве на высоту, исключающую возможность оседания выбуренной породы на забой во время наращивания. Промывка необходима также для выравнивания параметров раствора в затрубном пространстве и внутри колонны труб.

После промывки скважины колонну поднимают на длину ведущей трубы, устанавливают на клиньях или элеваторе на столе ротора, отсоединяют ведущую трубу с вертлюгом от колонны и устанавливают ее в шурф, находящийся вблизи устья скважины. Затем колонну наращивают на одну заранее подготовленную трубу. После наращивания колонну приподнимают, освобождают в роторе, опускают на длину добавленной трубы, вновь устанавливают на роторе и соединяют ведущую трубу с бурильной колонной. Затем промывают скважину, спускают колонну до забоя и снова продолжают бурение.

Число наращиваний колонны в процессе каждого рейса (долбления) определяется проходкой на долото и длиной добавляемой трубы, а время долбления - скоростью углубления и проходкой на долото, которые зависят от конструкции и качества изготовления долота, соответствия его типа проходимым породам, а также от режима бурения, глубины скважины, физико-механических свойств буримых пород и свойств бурового раствора, квалификации буровой бригады и др. Однако во всех случаях по мере увеличения глубины скважины показатели работы долот ухудшаются. После срабатывания долота поднимают бурильную колонну для его замены. Скорость движения колонны при подъеме зависит от мощности подъемной системы и в среднем составляет около 1 м/с и меняется в пределах 0,4-1,8 м/с в зависимости от веса и длины колонны.

Выбор вида и основных параметров буровой установки. Факторы, влияющие на выбор установки

Естественно, что для бурения разнообразных разведочных, эксплуатационных, вертикальных или наклонных скважин различной глубины на суше, с поверхности воды и в других условиях не может существовать один класс и вид буровой установки, хотя во всех случаях установка выполняет почти одинаковые функции. В то же время не представляется возможным для разных условий бурения создавать специальную установку, поэтому буровые установки должны обладать определенной универсальностью или допускать быструю модификацию и быть приспособленными для конкретных условий бурения.

Буровую установку выбирают с учетом следующих факторов:

назначение установки и условия бурения - бурение на суше (равнина, горы, леса), в болотах, на море и пр.; климат, температура окружающего воздуха и ее колебания, сила ветра и пр.;

цель бурения - разведочное или эксплуатационное;

тип и параметры скважины - вертикальная или наклонная; глубина бурения и конструкция скважины;

технология и методы бурения (ротором или забойными двигателями), требуемая гидравлическая мощность на забое, типы и свойства бурового промывочного раствора (жидкость, пена или газ), характер основы раствора (вода или нефть), метод спуска и подъема колонн и др.;

геологические условия бурения - характер буримых пород, возможные осложнения, аномальность давлений, изменение температур по глубине, степень агрессивности подземных вод и т.д.

Выяснив и проанализировав все эти факторы, намечают вид установки. Рассмотрим метод выбора так называемых классических буровых установок для бурения на суше для равнинных местностей средней полосы, представляющих в настоящее время наиболее крупную группу установок.

Выбор параметров буровой установки

Буровая установка должна обеспечивать наибольшую производительность и эффективность. Единицей продукции буровой установки является скважина или каждый пробуренный метр, а мерой производительности и эффективности установки - стоимость скважины или 1 м бурения в заданных условиях.

Очевидно, что мелкую скважину можно пробурить установкой, предназначенной для бурения более глубоких скважин, например, установкой для скважины глубиной 6000-7000 м можно пробурить скважину глубиной 2550 м, но заранее известно, что это неэкономично, а пробурить скважину глубиной 6000-7000 м установкой, предназначенной для бурения скважин глубиной 2500 м, естественно, невозможно. Во многих случаях пределы экономической целесообразности применения той или иной установки теоретически найти довольно трудно без соответствующего анализа ее параметров (характеристик и данных эксплуатации).

Буровые установки характеризуются глубиной бурения, мощностью привода подъемного и насосного комплексов, максимально допустимой нагрузкой на подъемный комплекс и оборудование для вращения бурильной колонны, диаметром ствола скважины и применяемых бурильных труб, подачей и давлением насосов, мобильностью буровой установки, видом применяемой энергии для привода.

Буровые установки подразделяют на две категории: для бурения глубоких эксплуатационных и разведочных скважин; для бурения неглубоких структурных и поисковых скважин.

Установки первой категории отличаются от установок второй категории большей возможной глубиной бурения скважины, большим диаметром бурения и более тяжелыми бурильными трубами. Естественно, что мощность и максимально допустимая нагрузка на эти установки значительно выше, больше и их масса.

Буровые установки первой категории (см. рис. 14.1) менее мобильны; обычно их перевозят с одной точки бурения на другую по частям (блоками) в зависимости от дорожных условий и транспортных средств. Установки второй категории более мобильны; обычно все оборудование монтируют на одном шасси автомашины, трактора или прицепа.

Каждая категория буровых установок имеет несколько классов, которые обеспечивают наибольшую эффективность бурения скважин определенной глубины и конструкции.

Поскольку каждой буровой установкой при определенной мощности ее двигателей, максимально допустимой нагрузке на крюке можно пробурить скважины различной глубины и конструкции в зависимости от диаметра и массы применяемых бурильных и обсадных труб, то для сравнительной оценки мощности и класса буровой установки для глубокого бурения принимают глубину в метрах скважины конечного диаметра 215 мм, которая может быть достигнута при использовании бурильной колонны с бурильными трубами диаметром 114 мм и массой 1 м труб 30 кг. При работе с бурильными трубами других диаметров и массы предельная глубина бурения этой же буровой установкой может значительно отличаться от ее номинальной глубины.