Разработка нефтяных месторождений

Бурение скважин

Скважина – это вертикальная или наклонно-направленная горная выработка круглого сечения, длина которой намного больше ее диаметра, сооружаемая без проникновения человека,

соединяющая продуктивный пласт с поверхностью Земли.

 

Фактическая траектория скважины описывается инклинограммой

– изменением зенитного и азимутального углов отклонения по длине ствола скважины.

 

Долота

Разрушение породы на забое скважины осуществляется вращающимся долотом.

По способу разрушения породы долота бывают (слева-направо):

1. Режуще-скалывающего действия

2. Дробящее-скалывающего действия

3. Дробящего действия

4. Истирающего действия

 

Наибольшее распространение получили шарошечные долота (2 и 3 тип). При вращении долота вращаются шарошки, которые откалывают кусочки забойной породы.

Для извлечения керна в процессе бурения используют колонковые долота

Для осуществления операций по расширению ствола скважины существуют буровые расширители

Вращение долота осуществляется с помощью забойного двигателя или передается с поверхности посредством колонны бурильных труб (роторное бурение). Периодически долото заменяется.

 

Колонна бурильных труб

Долото (или забойный двигатель с долотом) крепится к колонне свинчивающихся между собой бурильных труб. Нижняя часть колонны часто состоит из утяжеленных бурильных труб (УБТ), которые создают необходимую нагрузку на долото.

Назначение колонны бурильных труб:

1. Передача вращения долоту или восприятие реактивного момента забойного двигателя

2. Создание нагрузки на долото

3. Подъем и спуск долота и забойного двигателя

4. Подвод промывочной жидкости к забою скважины

5. Проведение вспомогательных работ

Существуют также передовые технологии бурения с использованием неразъемной гибкой буровой колонны (колтюбинг).

Промывка скважины

При бурении скважины осуществляется постоянная промывка забоя и вынос выбуренной породы.

Промывочная жидкость (глинистый раствор на водной или углеводородной основе) подается в скважину внутри буровой колонны, через сопла долота поступает на забой и поднимается на

поверхность по стволу скважины. На поверхности отделяется выбуренная порода, и промывочная жидкость насосами вновь подается в скважину.

 

Функции промывочной жидкости:

1. Очистка забоя от выбуренной породы

2. Удержание во взвешенном состоянии и вынос частиц породы на поверхность

3. Создание давления на стенки

4. Создание устойчивой боковой поверхности ствола скважины

5. Охлаждение и смазка трущихся поверхностей

6. Передача энергия забойному двигателю

 

Буровая вышка

Вращение и наращивание буровой колонны, промывка забоя, замена долота и все остальные буровые операции осуществляются с использованием буровой вышки.

На рисунке показаны важнейшие элементы буровой:

1. Вертлюг используется для подачи промывочной жидкости во вращающуюся колонну

2. Кронблок и талевый блок перемещают бурильную колонну в вертикальном направлении с помощью лебедки

3. Ротор используется для вращения буровой колонны при роторном бурении или для компенсации реактивного момента от забойного двигателя

На рисунке слева показан буровой ключ для автоматического соединения и разъединения

буровых труб. Во время операций с открученной трубой, нижняя труба подвешена на роторе.

 

На рисунке справа показан трубозахватный механизм буровой, оснащенной верхним

приводом. Привод вращает колонну труб, и

способен перемещаться в вертикальной плоскости по направляющим. Бурение с верхним приводом более эффективно, поскольку позволяет сократить время наращивания буровой колонны.

 

Контроль в процессе бурения

В процессе бурения ведется постоянный контроль

нагрузки на долото, скорости проходки, плотности и состава промывочной жидкости.

Современные буровые системы оснащены

геофизическим и навигационным оборудованием, позволяющим в реальном времени получать

информацию о положении долота и окружающих его горных породах.

 

Конструкция скважины

Цементирование скважины

Заканчивание скважины

Цементирование скважины делает ее конструкцию

надежнее и позволяет избежать перетоков пластовых флюидов за обсадной колонной.

 

При цементировании используются пробки для разделения промывочной жидкости, цементного

раствора и продавочной жидкости. В нижней пробке 2

имеется элемент, разрушаемый при достижении пробкой цементировочного кольца 3. По скачкам давления на

цементировочной головке 1 можно судить о начале и окончании поступления цемента в заколонное

пространство.

После цементирования эксплуатационной колонны (рисунок слева) для последующего сообщения

продуктивного пласта со скважиной применяют

перфорацию. В колонне и цементном камне создаются отверстия, называемые перфорационными.

Существуют различные способы перфорации.

 

Забой скважины также может быть оборудован хвостовиком с заранее проделанными отверстиями (рисунок справа). В этом случае нет проникновения цементного раствора в продуктивный пласт.

Современные технологии проходки продуктивных пластов на депрессии (давление в скважине

поддерживается ниже пластового) позволяют избежать загрязнения пласта не только цементным раствором, но и промывочной жидкостью.

 

Сооружение сложных скважин

Для обеспечения максимального вскрытия одного или нескольких пластов современные скважины сооружаются горизонтальными (слева) или многозабойными (справа).

Ниже показан один из вариантов технологии сооружения бокового ствола скважины.

После заканчивания скважины и получения промышленного притока нефти или газа, скважина передается в эксплуатацию.

Объект разработки

Виды пластовой энергии

Энергия газа

Если в залежи имеется газовая шапка, то при падении давления газ расширяется, что приводит к вытеснению нефти к добывающим скважинам (естественный газонапорный режим). Если газ

закачивается в газовую шапку с поверхности с помощью газонагнетательных скважин, то реализуется искусственный газонапорный режим.

Если в процессе разработки давление в залежи упадет ниже давления насыщения, то начинается выделение газа из нефти непосредственно в залежи – режим растворенного газа (РРГ).

Расширяясь, газ выталкивает нефть к забоям скважин и сам движется в этом направлении. Развития режима растворенного газа стараются не допускать, так как в пласте остается малоподвижная частично дегазированная нефть.

Естественный газонапорный режим

Искусственный газонапорный режим

Режим растворенного газа (РРГ)

 

Энергия гравитации

Силы тяжести, действующие на нефть, незначительны по сравнению с другими видами пластовой энергии.

 

Однако в сильно наклоненных пластах режим разработки желательно планировать с учетом энергии гравитации. При необходимости перемещения нефти вверх будет затрачено больше энергии, чем при реализации режимов вытеснения,

связанных с движением нефти в пониженную часть наклонного пласта.

 

 

Карта разработки

Карты разработки показывают расположение забоев добывающих и нагнетательных скважин, распределение пластового давления и нефтенасыщенности на некоторый момент времени,

накопленные за определенный период времени отборы нефти (зеленые секторы на рисунке), обводненность продукции (желтые секторы), накопленную закачку воды (синие круги).

 

Стадии разработки залежи

В мировой практике выделяют четыре основных этапа разработки месторождения. На рисунке приведено изменение основных показателей разработки во времени на каждом из них.

НИЗ – начальные извлекаемые запасы – часть начальных геологических запасов (НГЗ), которая может быть рентабельно извлечена из пласта.

 

Коэффициент нефтеотдачи

Эффективность разработки месторождения определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН), другое название – коэффициент нефтеотдачи.

В экономическом плане КИН является отношением количества добытой нефти к начальным ее запасам на момент окончания разработки и определяется рентабельностью. В России средний КИН составляет около 30%, в США – около 40%.

В технологическом плане КИН зависит от части объема пласта, охваченного разработкой (коэффициент охвата), и от эффективности вытеснения нефти вытесняющим агентом (коэффициент вытеснения).

 

Применение МУН

Методы увеличения нефтеотдачи могут применяться либо для доизвлечения остаточных запасов нефти, либо с самого начала разработки (что теоретически позволяет достичь более высокой

нефтеотдачи). Существуют месторождения, рентабельная разработка которых без применения МУН невозможна.

На рисунках показан вариант добычи высоковязкой нефти и применением трех пар

горизонтальных скважин с закачкой перегретого водяного пара в верхнюю скважину.

Приток жидкости в скважину

При работе добывающей скважины уровень в ней понижается, в результате чего давление на забое становится ниже пластового давления. Возникает разность давлений (депрессия) под действием которой жидкость движется в направлении добывающей скважины.

 

Уравнение Дюпюи

Движение жидкости к добывающей скважине имеет плоскорадиальный характер и подчиняется закону Дарси – закону движения однородной жидкости в пористой среде.

S 2 r P dP L dr Q k 2 L h     r   h dr     dP     Q R конту ра  d r r             r 2 P k h конту ра dP Р забойное   Результатом математических преобразований уравнения Дарси, выполненных Дюпюи получаем формулу притока жидкости к центрально расположенной скважине при плоскорадиальном движении. Q 2 k  h   P контура   P забойное R ln контура r скважины

Q k S

 – радиус контура питания скважины, который приблизительно равен половине расстояния между скважинами.

 – давление на контуре питания, равное пластовому давлению.

 

Индикаторная линия скважины

Зависимость дебита скважины от забойного давления называется индикаторной линией скважины. Такие зависимости обычно получаются экспериментальным путем.

В области благоприятной эксплуатации в пласте не происходит никаких изменений.

В области допустимой эксплуатации при падении давления вблизи скважины ниже давления

насыщения начинается двухфазная фильтрация из- за выделения из нефти растворенного газа. Эти

изменения обратимы.

При достижении некоторого критического забойного давления в пласте происходят необратимые изменения, что приводит к

необратимому снижению дебита скважины.

Таким образом, существует естественные ограничения скважин по дебиту. Попытки превышения допустимого отбора жидкости из скважины за счет снижения забойного давления обычно

приводят только к еще более сильному снижению величины максимального дебита.

 

Способы увеличения притока

Таким образом, увеличение проницаемости призабойной зоны или снижение вязкости нефти в этой области приведет к увеличению притока жидкости в скважину при сохранении допустимой депрессии.

Классификация способов увеличения притока:

1. Физико-химические методы (закачка ПАВ, селективная обработка полимерами)

2. Тепловые методы (закачка жидкости или пара, прогрев пласта на забое)

3. Химические методы (кислотная обработка, закачка растворителей)

4. Механические методы (гидроразрыв пласта, дополнительная перфорация, взрыв)

5. Вибро-акустические методы

6. Комбинированные методы

Скважинная добыча нефти

Энергия в скважине

В подъеме жидкости от забоя скважины до ее устья участвуют четыре вида энергии:

1. Потенциальная энергия скважинной жидкости (определяется величиной пластового давления)

2. Энергия растворенного в жидкости газа (действует при снижении давления в скважине ниже давления насыщения)

3. Искусственно введенная в пласт энергия (за счет работы системы поддержания пластового давления)

4. Искусственно введенная в скважину энергия (закачиваемый в скважину газ при газлифтной эксплуатации или работа погружного насоса)

 

 

В зависимости от используемой при подъеме жидкости энергии выделяют три группы способов эксплуатации скважин:

1. Фонтанная эксплуатация

2. Газлифтная эксплуатация

3. Механизированная эксплуатация

 

Оборудование

Скважина оборудуется колонной головкой и фонтанной ёлкой. Подъем жидкости происходит за счет пластовой энергии и энергии

растворенного в нефти газа по колонне насосно- компрессорных труб (НКТ).

Основное оборудование:

1 – лубрикатор; 2 – лубрикаторная задвижка; 3 – штуцер; 4 – фонтанная ёлка; 5 – затрубные

задвижки; 6 – НКТ; 7 – крестовина. Дополнительное оборудование:

8 – клапан-отсекатель; 9 – пакер; 10 – воронка.

 

 

 

Осложнения

На правом рисунке показано распределение давления по глубине при работе фонтанной

скважины. Пунктирная линия показывает кривую давления в остановленной скважине, когда из

нефти выходит весь газ. Подъем нефти от этой высоты до поверхности происходит именно за счет работы растворенного в нефти газа.

 

 

1. По мере снижения температуры по стволу скважины в верхней

части НКТ может происходить выделение из нефти в твердую фазу ее тяжелых компонентов – парафинов.

2. При наличии в продукции скважины воды может происходить выпадение солей.

3. В случае разрушения нефтеносного пласта возможно накопление в скважине механических примесей.

Оборудование

При газлифтной эксплуатации в затрубное пространство скважины 5 с

поверхности закачивается газ 2, который поступает в НКТ 6 через пусковой 7

или рабочий 8 клапан. Из-за газа жидкость в НКТ облегчается, и эффективность ее подъема возрастает.

 

В зависимости от источника газа газлифт подразделяют следующим образом:

1. Компрессорный (газ закачивается в скважину компрессором с поверхности)

2. Бескомпрессорный (газ закачивается с поверхности из газовой скважины или из газопровода высокого давления)

3. Внутрискважинный (газ поступает в скважину из выше- или нижележащего газового пласта)

 

Газлифтная эксплуатация удобна с точки зрения простоты регулирования режима работы скважины (изменением расхода закачиваемого газа), но получила в России небольшое распространения по причине сложностей, связанных с компрессорным хозяйством.

 

Станок-качалка

Используется для созданий возвратно-поступательного движения, которое передается колонной штанг глубинному насосу. Станок-качалка приводится в движение электродвигателем.

 

 

Теоретическая подача глубинного насоса

Q F пл S пл n 1440 V пл      F пл S пл D 2 F пл      пл 4

Теоретически суточную подачу СШНУ несложно посчитать зная диаметр плунжера насоса (Dпл), длину его хода и количество качаний вверх-вниз станка-качалки. Подача насоса будет равна объему (Vпл), в котором перемещается плунжер – произведение площади его сечения (Fпл) на длину его хода (Sпл), умноженному на количество качаний в минуту (n), умноженному на 1440 – число минут в сутках. Подачу насоса можно изменить, либо изменяя диаметр плунжера, что требует смены всего насоса, либо, изменяя амплитуду и частоту качания балансира станка-качалки, что делается с поверхности.

Коэффициент подачи

Q F пл S шт n  1440	Фактическое перемещение плунжера в скважине померить затруднительно, поэтому ориентируются на длину хода полированного штока (Sшт), замеряемую на поверхности.
	К основным факторам, определяющим коэффициент подачи (η) установки, можно отнести: 1. упругие деформации колонны штанг и колонны НКТ (ηλ) 2. неполное наполнение скважинного насоса (β) из-за наличия газа 3. утечки жидкости в насосе и в НКТ (ηут) 4. изменение объемов скважинной жидкости (об).

Динамометрирование

Основным способом изучения работы глубинного насоса скважинной штанговой насосной

установки является измерение нагрузки на штанги при перемещениях головки балансира. Для этого между траверсами канатной подвески устанавливается динамограф, который замеряет усилие на траверсах в зависимости от вертикального перемещения полированного штока.

Полученная графическая зависимость называется динамограммой.

Точка А соответствует нижнему положению полированного штока. Нагрузка здесь минимальна и определяется весом колонны штанг в жидкости. Точка С соответствует верхнему положению

полированного штока. Нагрузка здесь максимальна, к весу штанг добавляется вес поднимаемой жидкости. Амплитуда движения плунжера меньше амплитуды перемещения полированного

штока, что связано с упругой деформацией колонны штанг и колонны НКТ.

 

Виды динамограмм

По изменению формы динамограммы можно проводить диагностику работы погружного насоса.

Следующие динамограммы показывают: утечки в нагнетательной части насоса, превышение подачи установки над притоком из скважины, обрыв колонны штанг.

 

Виды насосов

Существует масса конструкций глубинных насосов. Принципиально они делятся на две группы – невставные и вставные насосы.

Газовый и песочный якоря

Принцип действия

Насос является динамическим. Перекачиваемая жидкость получает кинетическую энергию из-за вращения рабочего колеса насоса (со скоростью 3000 об/мин). После чего, кинетическая энергия потока преобразуется в потенциальную энергию давления в направляющем аппарате.

              

Общее устройство насоса

Одна ступень насоса способна создать средний напор около 4 м. Для поднятия жидкости на

необходимую высоту насос формируется из

большого количества ступеней, размещаемых в насосных секциях.

 

На рисунке слева: 1 – добываемая продукция; 2 – электрический кабель; 3 – кабельный ввод; 4 – насосно-компрессорные трубы;

5 – крепеж кабеля; 6 – насосная установка.

 

Установка, включая маслозаполненный

двигатель, полностью расположена в скважине. Для герметизации двигателя в месте выхода вращающегося вала используется гидрозащита.

Жидкость охлаждает двигатель и поступает в

насос через приемную сетку или газосепаратор.

Над насосной установкой расположен обратный клапан, препятствующий сливанию жидкости в скважину после остановки насоса. Для опустошения НКТ при подъеме насоса из скважины разрушается полая втулка сбивного клапана, для чего в НКТ с поверхности бросают лом.

 

Механические примеси

Наличие в откачиваемой жидкости песка или проппанта является самой серьезной проблемой при работе насоса.

Неизбежно возникает износ, возможно и засорение.

Помогают специальные фильтры,

устанавливаемые на забое скважины или перед входом в насос. Существует также опыт применения сепараторов с

циклонным принципом работы (рисунок справа).

Винтовые насосы

Принцип действия насоса следующий. В камере из эластомера (статоре) с небольшой скоростью (150-500 об/мин) вращается металлический винтообразный ротор. Между ротором и статором образуются перемещающиеся вверх со спирали полости,

заполненные жидкостью.

Наличие в жидкости газа или песка практически не влияет на работу насоса.

Небольшая скорость вращения позволяет поместить недорогой двигатель на устье скважины, а вращение передавать с помощью колонны штанг. В искривленных или глубоких скважинах возможно применение погружного электродвигателя.

 

Струйные насосы

В основе работы насоса лежит принцип инжекции. С поверхности под высоким давлением закачивается рабочая жидкость 5, за счет огромной скорости ее истечения через сопло струйного насоса 1 образуется зона пониженного давления. Через обратный клапан 2 продукция скважины поступает в струйный насос, где смешивается с рабочей жидкостью. В

диффузоре струйного насоса давление вновь возрастает и смесь рабочей и скважинной жидкости 6 поступает на поверхность.

Струйный насос надежен, не имеет движущихся частей, легко извлекаем из скважины по колонне НКТ за счет смены направления закачки рабочей

жидкости. Принципиальным недостатком является низкий КПД.

7. Сбор и подготовка скважинной продукции

В настоящее время чаще всего применяется однотрубная герметичная напорная система сбора скважинной продукции.

Основные элементы, обозначенные на схеме:

 

ГЗУ - Групповая замерная установка ДНС - Дожимная насосная станция УПН - Установка подготовки нефти УПВ - Установка подготовки воды

КНС - Кустовая насосная станция

 

1 - Кустовые трубопроводы (манифольды) 2 - Промысловые трубопроводы

3 - Промысловые водонефтепроводы 4 - Промысловые водопроводы

5 - Кустовые водопроводы

6 - Промысловые газопроводы 7 - Водозаборный трубопровод 8 - Магистральный нефтепровод 9 - Магистральный газопровод

 

НПЗ - Нефтеперерабатывающий завод ГПЗ - Газоперерабатывающий завод

 

Пункт сбора

Промысловые сборные пункты позволяют обеспечить равномерность поступления добытой и подготовленной продукции в магистральные трубопроводы для отправки потребителю.

 

Качество товарной нефти

Качество товарной нефти определяется ГОСТ Р 51858-2002.

 

Нефть обозначается следующим образом (четыре цифры отделенные точкой): Класс.Тип.Группа.Вид ГОСТ Р 51858-2002:

1. Класс – содержание в нефти серы (цифры 1…4)

2. Тип – плотность нефти (цифры 0…4, для экспортной нефти добавляется литера «э»)

3. Группа – степень подготовки нефти (цифры 1…3)

4. Вид – содержание в нефти сероводорода и легких меркаптанов (цифры 1…3)

 

Пример обозначения нефти типа Brent: 1.0э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002

Особенности работ на шельфе

Основные научные принципы разработки месторождений углеводородов мало зависят от того, что находится над месторождением – вода или суша.

 

Однако проведение всего цикла работ, начиная от

поиска и разведки полезных ископаемых и заканчивая транспортировкой добытого сырья, значительно

осложняется. Добыча на шельфе требует значительно бóльших капитальных вложений, чем разработка аналогичного месторождения с суши.

 

Шельфовое бурение

На небольших глубинах используют

стационарные гравитационные платформы или платформы на сваях, с которых

осуществляется не только бурение скважин, но и все последующие технологические

операции по добыче нефти и газа.

 

Существуют и самоподъемные буровые установки, которые после осуществления буровых операций могут самостоятельно перемещаться на новую точку бурения.

 

Освоение глубоководного шельфа требует применения полупогружных платформ или буровых

судов. Буровое судно с системой динамического позиционирования, ориентируясь по сигналам со спутников, сохраняет свое положение относительно дна без применения якорных систем.

 

Подводная инфраструктура

Количество устьев скважин, сооружаемых с одной платформы, ограничено. Поэтому каждая скважина проектируется максимально протяженной в продуктивном пласте.

Подводные устья скважин оборудуют защитными каркасами. В случае опасности прохождения айсбергов скважины располагаются в естественном или искусственно сооруженном углублении.

                  

Подводные трубопроводы, во избежание утечек перекачиваемой продукции, делают многослойными и оборудуют специальными системами контроля герметичности.

Ремонтное оборудование

На глубинах, где не могут работать водолазы, применяют пилотируемые или беспилотные батискафы.

 

В ряде подводных работ могут быть применены специальные кессонные

камеры, из которых после погружения, откачивается вода.

 

 

Перспективы работ в Арктике

Работы на арктическом шельфе в значительной степени осложнены движущимися льдами и айсбергами. В качестве одного из вариантов обустройства промысла рассматривается полностью подводный буровой и добывающий комплекс.

     

 

Для транспортировки продукции (в том числе и экспорта) возможен вариант применения

подводных танкеров. Подводный танкер может перемещаться подо льдами Северного полюса (а это самый короткий путь из Европы в страны

Азии), кроме того ему не страшны океанические шторма.

 

 

Конструкция подводного танкера основана на разработках для атомных подводных лодок.

Литература

1. Гиматудинов Ш. К. и др. «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений». Учебное пособие. М.: Недра, 1989.

2. Коршак А. А., Шаммазов А. М. «Основы нефтегазового дела». Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное. Уфа: ООО «ДизайнПолигроафСервис», 2002.

3. Ляпков П. Д., Павленко В. П., Дунюшкин И. И. «Эксплуатация залежей нефти. Часть 1, 2 и 3». Учебное пособие. М.: ГАНГ им. Губкина, 1996.

4. Мищенко И. Т. «Скважинная добыча нефти». Учебник для ВУЗов. М.: ФГУП Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.

5. Мстиславская Л. П., Павлинич М. Ф., Филиппов В. П. «Основы нефтегазового производства». Учебное пособие, издание второе, дополненное и исправленное. М.: ФГУП Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.

6. Муравьев В. М., Середа Н. Г. «Основы нефтяного и газового дела». Учебное пособие. М.: Недра, 1967.

7. Щуров В. И. «Технология и техника добычи нефти». М.: Недра, 1983.

8. Интернет.

 

Бурение скважин

Скважина – это вертикальная или наклонно-направленная горная выработка круглого сечения, длина которой намного больше ее диаметра, сооружаемая без проникновения человека,

соединяющая продуктивный пласт с поверхностью Земли.

 

Фактическая траектория скважины описывается инклинограммой

– изменением зенитного и азимутального углов отклонения по длине ствола скважины.

 

Долота

Разрушение породы на забое скважины осуществляется вращающимся долотом.

По способу разрушения породы долота бывают (слева-направо):

1. Режуще-скалывающего действия

2. Дробящее-скалывающего действия

3. Дробящего действия

4. Истирающего действия

 

Наибольшее распространение получили шарошечные долота (2 и 3 тип). При вращении долота вращаются шарошки, которые откалывают кусочки забойной породы.

Для извлечения керна в процессе бурения используют колонковые долота

Для осуществления операций по расширению ствола скважины существуют буровые расширители

Вращение долота осуществляется с помощью забойного двигателя или передается с поверхности посредством колонны бурильных труб (роторное бурение). Периодически долото заменяется.

 

Колонна бурильных труб

Долото (или забойный двигатель с долотом) крепится к колонне свинчивающихся между собой бурильных труб. Нижняя часть колонны часто состоит из утяжеленных бурильных труб (УБТ), которые создают необходимую нагрузку на долото.

Назначение колонны бурильных труб:

1. Передача вращения долоту или восприятие реактивного момента забойного двигателя

2. Создание нагрузки на долото

3. Подъем и спуск долота и забойного двигателя

4. Подвод промывочной жидкости к забою скважины

5. Проведение вспомогательных работ

Существуют также передовые технологии бурения с использованием неразъемной гибкой буровой колонны (колтюбинг).

Промывка скважины

При бурении скважины осуществляется постоянная промывка забоя и вынос выбуренной породы.

Промывочная жидкость (глинистый раствор на водной или углеводородной основе) подается в скважину внутри буровой колонны, через сопла долота поступает на забой и подним