Бурение нефтяных и газовых скважин. 2

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ  СКВАЖИН

2.1 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ  И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

На основании археологических  находок и исследований установлено, что первобытный человек около 25 тыс. лет назад при изготовлении различных инструментов сверлил  в них отверстия для прикрепления рукояток. Рабочим инструментом при  этом служил кремневый бур.

В Древнем Египте вращательное бурение (сверление) применялось при строительстве  пирамид около 6000 лет назад.

Первые сообщения о китайских  скважинах для добычи воды описаны  около 600 г. до н.э. Скважины сооружались  методом ударного бурения и достигали  глубины 900 м. В 221...263 гг. н.э. в Сычуане  из скважин глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для  выпаривания соли. Все это свидетельствует  о том, что буровые работы велись не только с целью добычи соли, но и с целью добычи нефти и  газа.

Бурение первых скважин в России относится к IX веку и связано с  добычей растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Соляной  промысел получил большое развитие в XV ... XVII вв., о чем свидетельствуют  обнаруженные следы буровых скважин  в окрестностях г. Соликамска. Их глубина  достигала 100 м при начальном диаметре скважин до 1 м.

Стенки скважин часто обваливались. Поэтому для их крепления использовались или полые стволы деревьев или  трубы, сплетенные из ивовой коры. В  конце XIX века стенки скважин стали  крепить железными трубами. Их гнули  из листового железа и склепывали. При углублении скважины трубы продвигали вслед за буровым инструментом (долотом); для этого их делали меньшего диаметра, чем предшествующие. Позднее эти  трубы стали называть «обсадным». Конструкция их со временем была усовершенствована: вместо клепанных они стали цельнотянутыми с резьбой на концах.

Первая скважина в США была пробурена  для добычи соляного раствора близ г. Чарлстона в Западной Вирджинии  в 1806 году. При дальнейших поисках  рассолов в 1826 г. близ г. Бернсвилла в  штат Кентукки случайно была найдена  нефть.

Первые упоминания о применении бурения для поисков нефти  относятся к 30-м годам XIX века. На Тамани, прежде чем рыть нефтяные колодцы, производили предварительную разведку «буравом вдавливая оный и подливая немного воды, дабы он ходше входил и по вынятию оного, есть ли будет  держаться нефть, то на сем месте  начинали копать четырехугольную яму».

В декабре 1844 г. член Совета Главного Управления Закавказского края В.Н. Семенов направил своему руководству  рапорт, где писал о необходимости  «... углубления посредством бура некоторых  колодцев ... и произведения вновь  разведки на нефть также посредством  бура между балаханскими, байбатскими  и кабристанскими колодцами». Как  признался сам В.Н. Семенов, эту  идею подсказал ему управляющий  бакинских и ширванских нефтяных и соляных промыслов горный инженер  Н.И. Воскобойников. В 1846 г. министерство финансов выделило необходимые средства, и были начаты буровые работы. О  результатах бурения говорится  в докладной записке: «на Биби-Эйбате пробурена скважина, в которой  найдена нефть». Это была первая нефтяная скважина в мире!

Незадолго до этого в 1846 г. французский  инженер Фовель предложил способ непрерывной очистки скважин -- их промывку. Сущность метода заключалась  в том, что с поверхности земли  по полым трубам в скважину насосами закачивалась вода, выносящая кусочки  породы наверх. Этот метод очень  быстро получил признание, т.к. не требовал остановки бурения.

Первая нефтяная скважина в США  была пробурена в 1859 г. Сделал это  в районе г. Тайтесвилл, штат Пенсильвания Э. Дрейк, работавший по заданию фирмы  «Сенека ойл компани». После двух месяцев непрерывного труда рабочим  Э. Дрейка удалось пробурить скважину глубиной 22 м, но она дала-таки нефть.

Многие страны связывают рождение своей нефтяной промышленности с  бурением первой скважины, давшей промышленную нефть. Так, в Румынии отсчет ведется  с 1857 г., в Канаде -- с 1858 г., в Венесуэле -- с 1863 г. Рождение российской нефтяной промышленности принято отсчитывать  от 1964 г., когда на Кубани в долине реки Кудако А.Н. Новосильцев начал  бурить первую скважину на нефть (глубиной 55 м) с применением механического  ударно-канатного бурения.

На рубеже 19 - 20 веков были изобретены дизельный и бензиновый двигатели  внутреннего сгорания. Внедрение  их в практику привело к бурному  развитию мировой нефтедобывающей  промышленности.

В 1901 г в США впервые было применено  вращательное роторное бурение с  промывкой забоя циркулирующим  потоком жидкости. Необходимо отметить, что вынос выбуренной породы циркулирующим  потоком воды изобрел в 1848 г. французский  инженер Фовель и впервые применил этот способ при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика. В Росси роторным способом первая скважина была пробурена в 1902 г. на глубину 345 м в Грозненском районе.

Одной из труднейших проблем, возникших  при бурении скважин, особенно при  роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными  трубами и стенками скважины. Решил  эту проблему русский инженер  А.А. Богушевский, разработавший и  запатентовавший в 1906 г. способ закачки  цементного раствора в обсадную колонну  с последующим вытеснением его  через низ (башмак) обсадной колонны  в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился  в отечественной и зарубежной практике бурения.

В 1923 г. выпускник Томского технологического института М.А. Капелюшников в соавторстве  с С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым  изобрели гидравлический забойный двигатель -- турбобур, определивший принципиально  новый путь развития технологии и  техники бурения нефтяных и газовых  скважин. В 1924 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура  Капелюшникова.

Особое место занимают турбобуры  в истории развития бурения наклонных  скважин. Впервые наклонная скважина была пробурена турбинным способом в 1941 г. в Азербайджане. Совершенствование  такого бурения позволило ускорить разработку месторождений, расположенных  под дном моря или под сильно пересеченной местностью (болота Западной Сибири). В  этих случаях бурят несколько  наклонных скважин с одной  небольшой площадки, на строительство  которой требуется значительно  меньше затрат, чем на сооружение площадок под каждую буровую при бурении  вертикальных скважин. Такой способ сооружения скважин получил наименование кустового бурения.

В 1937 - 40 гг. А.П. Островским, Н.Г. Григоряном, Н.В. Александровым и другими была разработана конструкция принципиально  нового забойного двигателя -- электробура.

В США в 1964 г. был разработан однозаходный гидравлический винтовой забойный двигатель, а в 1966 г. в России разработан многозаходный  винтовой двигатель, позволяющий осуществлять бурение наклонно-направленных и  горизонтальных скважин на нефть  и газ.

В Западной Сибири первая скважина, давшая мощный фонтан природного газа 23 сентября 1953 г. была пробурена у поселка  Березово на севере Тюменской области. Здесь, в Березовском районе зародилась в 1963 г. газодобывающая промышленность Западной Сибири. Первая нефтяная скважина в Западной Сибири зафонтанировала 21 июня 1960 г. на Мулымьинской площади  в бассейне реки Конда.

2.2 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О  БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ  СКВАЖИН

2.2.1 Основные термины  и определения

Бурение -- это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины (Рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 -- Элементы конструкции  скважины

Основные элементы буровой скважины:

? Устье скважины (1) -- пересечение  трассы скважины с дневной  поверхностью;

? Забой скважины (2) -- дно буровой  скважины, перемещающееся в результате  воздействия породоразрушающего  инструмента на породу;

? Стенки скважины (3) -- боковые поверхности  буровой скважины;

? Обсадные колонны (4) -- колонны  соединенных между собой обсадных  труб. Если стенки скважины сложены  из устойчивых пород, то в  скважину обсадные колонны не  спускают.

? Ствол скважины (5) -- пространство  в недрах, занимаемое буровой  скважиной;

? Ось скважины (6) -- воображаемая  линия, соединяющая центры поперечных  сечений буровой скважины.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, Рисунок 2.2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем Рисунок 2.2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы - керн, которую периодически поднимают  на поверхность для непосредственного  изучения.

Рисунок 2.2 -- Схема скважины пробуренной  сплошным (а) и кольцевым (б) забоем

Диаметр скважин, как правило, уменьшается  от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный  диаметр нефтяных и газовых скважин  обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины  нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются на (Рисунок 2.3):

? Вертикальнвые;

? Наклонные;

? Прямолинейноискривленные;

? Искривленные;

? Прямолинейноискривленные (с горизонтальным  участком);

? Сложноискривленные.

Рисунок 2.3 -- Пространственное расположение скважин

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем  случае буровые установки монтируются  на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах. При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых  месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

Нагнетательные скважины используются для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежи промышленного значения.

Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные  дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается  соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ  и их смеси), которые находятся  под различным давлением. Поэтому  при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные  флюиды.

В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной  без предварительного крепления  ее стенок.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных  труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно  между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют  стальные обсадные трубы (Рисунок 2.4).

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными  породами -- «покрышками». При бурении  скважины эти непроницаемые разобщающие  покрышки нарушаются и создается  возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых  флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения  источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное  кавернообразование, осыпи, обвалы и  т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной  без предварительного крепления  ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой  канал (кольцевое пространство) между  стенкой скважины и спущенной  в нее обсадной колонной заполняется  тампонирующим (изолирующим) материалом (Рисунок 2.5).

Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов  называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения  ствола, его последующего крепления  и разобщения пластов создается  устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и  размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (Рисунок 2.6).

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

В скважину спускают обсадные колонны  определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и  обрушения горных пород вокруг устья  при бурении под кондуктор, а  также для соединения скважины с  системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным  раствором или бетоном. Направление  спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых  грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю  часть геологического разреза, где  имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор  или проявляющие, подающие на поверхность  пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс  дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной  среды. Кондуктором обязательно  должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Рисунок 2.6 -- Схема конструкции  скважины

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 - 300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет  одноколонную конструкцию, если в нее  не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и  кондуктор. При одной промежуточной  колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две  и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим  образом: 426, 324, 219, 146 -- диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 -- глубины  спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 -- уровень тампонажного раствора за хвостовиком  и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 -- диаметры долот в мм для  бурения скважины колонны под 219 и 146 мм.

2.3 СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

По способу воздействия на горные породы различают механическое и  немеханическое бурение.

При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Промышленное применение находят  только способы механического бурения -- ударное и вращательное.

2.3.1 Ударное бурение

Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение (Рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 --Схема ударно-канатного  бурения

Буровой снаряд, который состоит  из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и наравляющий  ролик 10, сматывается с барабана 11 бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для  гашения вибраций, возникающих при  бурении, применяются амортизаторы 7.

Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в колебательное движение балансирную  раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает  буровой снаряд над забоем. При  подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о  породу последняя разрушается.

По мере накопления на забое разрушеной породы (шлама) возникает необходимость  в очистке скважины. Для этого  с помощью барабана поднимают  буровой снаряд из скважины и многократно  спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В  днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и желонка  заполняется этой смесью, при подъеме  желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сборную емкость. Для  полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз  подряд.

После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс  бурения продолжается.

При ударном бурении скважина, как  правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с  ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

Ударный способ более 50 лет не применяется  на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении  на россыпных месторождениях, при  инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.

2.3.2 Вращательное бурение  скважин

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и  крутящего момента. Под действием  нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента  скалывает ее.

Существует две разновидности  вращательного бурения -- роторный и  с забойными двигателями.

При роторном бурении (Рисунок 2.8) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 -- специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

Следовательно, при роторном бурении  углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем -- невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного  бурения является промывка

При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна -- к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой  раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк -- трубу 17, вертикально установленную в  правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и  в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия  и по кольцевому пространству между  стенкой скважины и бурильной  колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и  очистительных механизмах (на рисунке  не показаны) буровой раствор очищается  от выбуренной породы, затем поступает  в приемные емкости 22 буровых насосов  и вновь закачивается в скважину.

Рисунок 2.8 -- Схема вращательного  бурения

В настоящее время применяют  три вида забойных двигателей -- турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

При бурении с турбобуром или  винтовым двигателем гидравлическая энергия  потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется  в механическую на валу забойного  двигателя, с которым соединено  долото.

При бурении с электробуром электрическая  энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной  колонны и преобразуется электродвигателем  в механическую энергию на валу, которая непосредственно передается долоту.

2.4 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ  НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Для выполнения операций технологии вращательного бурения требуются  различные по функциональным назначениям  машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения  скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. Центральным  звеном бурового комплекса является буровая установка.

Буровая установка -- это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения  и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству  скважин. Современные буровые установки  включают следующие составные части:

буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка, вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.);

буровые сооружения (вышка, основания, сборно-расборные каркасно-панельные  укрытия приемные мостки и стеллажи); оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы  для автоматизации спуско-подъемных  операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой  ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт  контроля процессов бурения, посты  управления); оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные  насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора); манифольд (нагнетательная линия в блочном  исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав); устройства для обогрева блоков буровой установки (тепло  генераторы, отопительные радиаторы  и коммуникации для развода теплоносителя).

2.4.1 Кустовые основания

Строительство буровой установки, монтаж ее на точке бурения скважины задача не простая. Западная Сибирь покрыта  многочисленными болотами и реками. Летом болота практически непроходимы  для наземного транспорта, а в  зимнее время промораживаются не более чем на 20 - 30 см из-за высоких  теплоизолирующих свойств торфяного  слоя. Весной высокие речные паводковые воды подтопляют нефтяные площади. Быстрая  изменчивость погоды, неравномерное  выпадение осадков и труднодоступность 80 - 85 % территории -- отличительные особенности  Западной Сибири.

В нефтепромысловом районах Томской  области, например, насчитывается 573 реки (превышающих в длину 20 км), крупных  озер 35 (площадью 5 и более км²), а знаменитое Васюганское болото занимает 53 000 км², что в 1.5 раза больше площади озера Байкал.

Эти условия на первых порах значительно  осложнили организацию буровых  работ в новом нефтяном регионе. При освоении месторождений основные объемы бурения выполнялись в  зимнее время. Все необходимое оборудование завозилось заранее по зимним трассам, и после окончания строительства  скважин консервировалось до наступления  следующего зимнего сезона и ввода  трасс в эксплуатацию.

Сезонность в строительстве  нефтяных скважин вызвала необходимость  разработки и создания на заболоченных и затопляемых участках специальных  искусственных сооружений для круглогодичного  ведения буровых работ с последующей  многолетней эксплуатацией при  нефтедобыче. Возрастающие объемы буровых  работ и большие затраты ресурсов на строительство искусственных  сооружений привели к целесообразности их сочетания с кустовым бурением.

Высокие темпы и масштабы освоения нефтяных месторождений Западной Сибири выявили ряд научно-технических  проблем, решение которых позволило  разработать технические средства для проводки наклонно-направленных скважин и контроля их пространственного  положения, различные конструкции  крупноблочных буровых оснований, специальные буровые установки  для строительства кустовых скважин.

Кустовое строительство скважин  имеет ряд существенных достоинств. Прежде всего это значительное сокращение материальных и трудовых затрат на строительство и инженерное обустройство кустовых оснований, подъездных путей  и трасс, особенно в условиях заболоченных территорий и бездорожья. Кроме того, существенно уменьшаются затраты  на промысловое обустройство скважин, сооружение нефтегазосборных сетей, энергоснабжение  промысловых объектов, ремонт и эксплуатационно-техническое  обслуживание скважин.

Для кустового бурения скважин  в Западной Сибири предназначена  установка БУ-3000 ЭУК-1М с эшелонным  расположением оборудования.

Минимальное расстояние между соседними  нефтяными скважинами -- 5 м, между  батареями скважин -- 15 м.

2.4.2 Буровая вышка

Буровая вышка -- это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25 - 36 м.) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции.

Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А - образные). Последние наиболее распространены.

А - образные вышки более трудоемки  в изготовлении и поэтому более  дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место  и затем монтировать.

Основные параметры вышки -- грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры  верхнего и нижнего оснований, длина  свечи, масса.

Грузоподъемность вышки -- это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины.

Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сбор-грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300 ... 500 м используется вышка высотой 16 ... 18 м, глубину 2000 ... 3000 м -- высотой -- 42 м и на глубину 4000 ... 6500 м -- 53 м.