ООО «БК «ЕВРАЗИЯ» Нарьян-Марская экспедиция является крупным единственным подрядчиком буровых работ по строительству скважин на территории Ненецкого автономного округа.

Она образована в ходе реорганизации и реструктуризации подразделений Архангельского производственно-геологического объединения в начале 90годов века.

В ее состав вошли «Нарьян-Марская экспедиция глубокого бурения», Нарьян-Марская «Вышкомонтажная экспедиция» и Нарьян-Марское «Автотранспортное предприятие».

Основной деятельностью объединенного общества является; монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение), ремонт скважин и транспортное обеспечение входе выполнения этих работ.

Структура «Нарьян-Марской экспедиции» состоит из административно-хозяйственного отдела и базы производственного обеспечения

(БПО)расположенных в пос. Искателей (г. Нарьян-Мар) которая является вспомогательной службой общества при строительстве скважин. 15 бригад по строительству и ремонту скважин и бригад по монтажу буровых установок , являющихся основной производственной структурой, ведущих работы на территории НАО. В ее составе трудятся более 2000 человек.

Базы производственного обеспечения включает в себя цеха;

- Ремонтно-механические мастерские (РММ)

- Автотранспортное подразделение

- Складское хозяйство

- Электроцех

- Цех тепло-газо-водоснабжения

- Служба ГСМ

Ремонтно-механическая мастерская состоит из ;

- Цех обработки металла

- Участка ремонта вспомогательного бурового оборудования, ремонт Д.В.С., ремонта, наладки и обслуживание противо-выбросного оборудования (ПВО)

- Участка сварочных, кузнечных работ

- Хим. лаборатории растворов

Автотранспортное подразделение состоит;

- 2автоколонн

- тракторной колонны

- мастерских по ремонту транспортной техники

Электроцех включает в себя;

- участок ремонта и обслуживания электрооборудования

- участок обслуживания электрооборудования на буровых

- лабораторию КИП

- кислородную станцию по производству кислорода для производственных нужд

Цех тепло-газо-водоснабжения - занимается обеспечением водой, газом и теплом (БПО и АХО) в поселке и на буровых

Служба ГСМ призвана для обеспечения горюче-смазочными материаламитранспорт и буровые установки.

Обеспечение электрической энергией производственно хозяйственной деятельности базы осуществляется из городской сети электроснабжения от 3 ТП мощностью каждая. Тепло-водообеспечение централизированны от сети поселка.

Основная деятельность Нарьян-Марской экспедиции строительство скважин на нефть и газ.

1. Описание технологического процесса

1.1 Технологический процесс производства

Весь цикл строительства скважин состоит из следующих основных этапов;

- выбора точки бурения и подготовки площадки

- транспортировки и монтажа оборудования буровой установки

- транспортировки материала для строительства скважин (ГСМ, трубы: обсадные и бурильные, глинопорошок и химреагенты, цемент и др.)

- опробование и испытание оборудования

- проходка скважины (процесс бурения, т.е. образование ствола, а также спуск подъем бурильных труб для смены изношенного долота)

- спуск обсадных колонн и их цементирование, ликвидации осложнений и аварий

- геофизических работ

- опробование скважины

После завершения монтажа буровой установки и обкатки её агрегатов приступают к проходке скважин. Разрушать горные породы можно механическим , термическим ,физико-химическим , электроискровым и другими способами. Однако практически применяются только способы механического разрушения породы. Наиболее широко распространён вращательный способ бурения нефтяных и газовых скважин.

При вращательном способе бурения ствол скважины углубляется в результате одновременного воздействия на долото вертикальной нагрузки и крутящего момента.

Характерная особенность вращательного бурения - постоянная циркуляция приготовленного бурового раствора или воды в течение всего времени работы долота на забое для его охлаждения и выноса разбуренной породы (шлама). Для этого два (реже один или три) буровых насоса закачивают раствор по нагнетательному трубопроводу в вертикальную трубу (стояк), установленную в правом углу вышки , далее в гибкий буровой шланг , вертлюг , ведущую трубу и бурильную колонну. Пройдя через отверстия долота на забой, буровой раствор подхватывает куски разбуренной породы и вместе с ней по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на дневную поверхность. Здесь в желобной системе и очистных механизмах раствор очищается от выбуренной породы, а затем поступает в приёмные ёмкости буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подаётся в скважину. Когда ведущая труба войдёт в ротор на всю длину, включают лебёдку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора.

Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают её в шурф - обсаженную наклонную скважину глубиной, равной длине ведущей трубы. Шурф бурят заранее в правом углу буровой, примерно по середине расстояния от центра скважины до ноги вышки. Бурильную колонну удлиняют (наращивают) путём навинчивания на неё очередной бурильной трубы (длиной около 12 м), затем снимают с элеватора или клиньев, спускают в скважину на длину наращенной трубы, подвешивают с помощью элеватора или клиньев на стол ротора. Поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают их к бурильной колонне, освобождают последнюю от клиньев или элеватора, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота из скважины поднимают всю бурильную колонну, а затем вновь спускают её с новым долотом. Спускоподъёмные работы ведут также с помощью полиспасной системы. При вращении барабана лебёдки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъём или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов или элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъёме бурильную колонну развинчивают на секции (две или три трубы), длина которых определяется высотой вышки (24 м при высоте вышки 41 м и 36 м для 53 м вышки). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавливают в фонаре вышки на специальном подсвечнике с наклоном 2-3 от вертикали. Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке. Следовательно, процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны испускоподъёмными работами для смены изношенного долота. Как правило, верхние участки разреза скважины представлены отложениями легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому прежде всего бурят или копают вручную шурф до устойчивых пород (глубиной 4-10 м) и в него спускают обсадную трубу, называемую направлением. Пространство между обсадной трубой и стенками шурфа заливают цементным раствором. В результате устье скважины надёжно укрепляется. В верхней части направления заранее вырезают окно, из которого в процессе бурения скважины раствор выходит в циркуляционную систему. Прорубив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс проходки (обычно 150-400 м), перекрывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а её затрубное пространство цементируют. Эта обсадная колонна получила название кондуктор. После её спуска не всегда удаётся прорубить скважину до проектной глубины вследствие прохождения новых осложняющих горизонтов и необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях возникает потребность в спуске и последующем цементировании второй обсадной колонны, называемой промежуточной. В очень сложных условиях бурения могут быть три и даже четыре промежуточные колонны.

После спуска кондуктора и промежуточных колонн на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование - превенторы и обвязывают их с циркуляционной системой и буровыми насосами. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, в которую в дальнейшем спускаются насосно-компрессорные трубы, предназначенные для подъёма нефти или газа от забоя к устью скважины. После окончания цементировочных работ обвязывают устье скважины и против продуктивного пласта простреливают (перфорируют) эксплуатационную колонну и цементный камень для создания каналов, по которым в процессе эксплуатации нефть (газ) будет поступать в скважину. Для вызова притока нефти (газа) скважину осваивают. Сущность освоения сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начинает поступать в скважину, и после комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию. Все рассмотренные работы по проходке скважин выполняют с помощью сложного комплекса сооружений, агрегатов и механизмов, составляющих в совокупности буровые установки.

Они выпускаются двумя предприятиями отечественной промышленности: Волгоградским заводом буровой техники (ВЗБТ) и Уральским заводом тяжёлого машиностроения (УЗТМ).

В настоящее время организовано серийное производство комплектных буровых установок, наиболее полно удовлетворяющих современным требованиям проходки скважин и обладающих большими потенциальными возможностями в повышении производительности бурения.

Тенденция развития приводов буровых установок.

Дизельный и электрический приводы бурового оборудования существуют более 60 лет. Они пришли на смену паровым силовым установкам - локомобилям, приводившим в действие первые модели буровых станков ударно - канатного и ударно - штангового способов бурения. Переход на эти новые прогрессивные виды привода обеспечил революционный прорыв в области создания буровой техники для современных видов вращательного бурения.

Дизельный привод за свою более чем полувековую эволюцию пережил два характерных периода.

Первый - характеризуется интенсивным поиском и созданием рациональных схем мощных групповых приводов, подбором оптимальных типов двигателей и их оснащением гидродинамическими передачами, разработкой новых видов трансмиссий и передач мощности на буровые машины и механизмы. Этот период динамического развития продолжался до 60 - 70 -х годов прошлого столетия.

Второй период - это процесс стабилизации, когда в конструкциях было достигнуто соответствие требованиям потребителей, резервы и возможности дизель - механической системы привода были исчерпаны и процесс совершенствования постепенно прекратился. В таком состоянии дизельные приводы находятся в настоящее время.

Дальнейший прогресс в области привода буровых установок связан с развитием электропривода.

Электропривод оказался привлекательным, для буровой установки благодаря таким преимуществам, как упрощение механической трансмиссии, снижение затрат на её содержание и ремонт, низкая стоимость эксплуатации электродвигателей, простота подвода электроэнергии к буровой установке и её не высокая стоимость. Этими достоинствами отличались уже первые, самые простые нерегулируемые электроприводы переменного привода.

На территории бывшего СССР, электропривод применялся в основном в районах с широко развитыми сетями промышленного электроснабжения, (Азербайджан, Северный Кавказ, Татарстан, Западная Сибирь ). Однако с появлением транспортабельных дизельных электростанций для автономного электропитания буровых установок проблема была решена, и дизель - электрические установки стали альтернативой дизель - механическим.

Развитие электропривода привело к использованию в буровых установках регулируемых приводов на базе двигателей переменного тока. Глубокое регулирование этих двигателей и адаптация их характеристик к технологическим режимам работы лебёдки, ротора и буровых насосов заметно повысили скорости проходки, снизили аварийность при бурении скважин и положительно сказались на эффективности всего процесса буровых работ.

Исследование объёмов производства бурового оборудования и состояние парка буровых установок по видам привода как в бывшем СССР, так и в современной России и за рубежом (США) свидетельствуют о тенденции к повышению объёмов использования электропривода в бурении.

Объяснить этот процесс можно, сопоставив показатели механического и электрического приводов (см. табл. 1). Примечательно, что переход на рыночные формы хозяйствования в России, существенно повысив значимость экономических факторов, способствовал ещё большему спросу на буровое оборудование с электроприводом.

Таблица1 Относительная оценка показателей механических и электрических приводов.

Доля выпускаемых Уралмашзаводом буровых установок с электроприводом с начала освоения их производства в 1956г. с некоторыми колебаниями непрерывно нарастала. Если в начале она составляла 13,7% от общего количества установок (другую часть составляли установки с дизельным приводом ), то в 1985 - 1986 гг. доля буровых установок с электроприводом превысила 50%. В последние годы нефтяные компании России, обновляя парки бурового оборудования, всё больше ориентируются на установки с электрическим приводом. В результате доля буровых установок этого типа, заказанных нефтяными компаниями России, в общем объёме заказов в последнее время превысила 70%.

В США и других странах использованию электропривода в буровых установках препятствовало частное владение источниками централизованного энергоснабжения. Буровые подрядчики стремились к независимости от энергетических компаний и долгое время использовали только механические приводы. Однако с освоением в начале 60- х годов прошлого столетия производства буровых установок с электроприводом их число в общем парке стало быстро расти. Уже в 1970г. такие установки составляли заметную величину, а через 16 лет их доля существенно возросла. Так, число установок с электроприводом при бурении в диапазоне 4400 - 5500 метров выросло в 6,22 раза , свыше 5500 метров в 2,2 раза. Этот процесс коснулся и установок для не глубокого и среднего бурения (2600 - 3350 метров, 3350 - 4400 метров), где использование установок с электроприводом увеличилось также в 2 раза. В настоящее время результаты переписи парка буровых установок США свидетельствует о ежегодном росте числа буровых установок с электроприводом и уменьшении числа с механическим приводом.

Так, в 2000 году по с равнению с 1998 годом парк установок с электроприводом увеличился на 4,6 %, а с механическим уменьшился на 9,6 %. Общее число установок с электроприводом в 2000г. составило 520 единиц, или 31,8 %. Причём пополнение парка происходит не только за счёт приобретения новых установок, но и за счёт замены механического привода электрическим на имеющихся буровых.

Уже несколько десятилетий электропривод и связанные с ним системы управления и автоматизации представляют собой динамично развивающуюся область техники. Достижения в этой отрасли используются при создании различных видов техники, в том числе и буровых установок. Ведущие западные компании приступили к производству электроприводов на базе асинхронных двигателей переменного тока с частотным регулированием скорости. Об использовании таких приводов в буровом оборудовании уже заявили такие известные в нефтяной отрасли машиностроительные компании, как «Нэшнл - Ойлвелл» (США), «Дрико» (Канада) и другие. Совершенствуются системы автоматизации электропривода за счёт использования микропроцессорной техники. Аналогичные процессы происходят и в отечественном нефтяном машиностроении.

2. Схема электроснабжения буровой установки

2.1 Описание существующей схемы электроснабжения