Способы перфорации обсадных колонн

Перфорация обсадной колонны.

Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пуле­вой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В ка­меры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфора­тора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6­­ – 12 отверстий пулями диаметром 11—11,5 мм.

Широкое распространение получила беспулевая перфора­ция. В этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов.

Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления рас­пространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва.

При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на пласт.

В каждом отдельном случае геологической службой в за­висимости от коллекторских свойств пласта, конструкции сква­жины, температуры и давления в интервале перфорации уста­навливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с про­дуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим дав­лением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоро­стью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные над­резы! К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны.

По­следнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию— вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в сква­жину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освое­нию скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти ра­боты осуществляются различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен со­ставляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интер­валы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вы­зова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое давление и температура, до­пустимый предел снижения давления в эксплуатационной ко­лонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управле­ния геологии.

На газовых, газоконденсатных. скважинах с АВПД план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Ис­пытание или опробование пластов должно проводиться при на­личии акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных сква­жин производятся промывкой скважины, нагнетанием в сква­жину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комби­нацией этих способов. При промывке глинистый раствор, нахо­дящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществ­ляют при собранной арматуре на устье скважины со спущен­ными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатаци­онных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесня­ющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом слу­чае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с ко­торой давлением, создаваемым компрессором, можно прода­вить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой сниже­ние давления на забой и поступление нефти из пласта в сква­жину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывном поршневании уровень жидкости, запол­няющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце кон­цов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока (незави­симо от способа) на фонтанных скважинах должен произво­диться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промы­вать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с кла­паном в днище, которое спускают в скважину на стальном ка­нате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ве­дущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от Полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для про­ведения дополнительных работ по ее освоению. Передача офор­мляется соответствующим актом.

Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, произ­водит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание осуществляется снизу вверх. В случае огра­ниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

а) гидроструйная перфорация;

б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в) кислотная обработка — для коллекторов, представлен­ных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г) термокислотная обработка — для коллекторов, представ­ленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислот­ная обработка недостаточно эффективна;

д) гидравлический разрыв — для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв — для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными поро­дами.

После испытания каждого объекта производится исследо­вание скважины Для определения параметров пласта и его гидродинамической характеристики. По окончании исследова­ний ставят цементный мост и переходят к следующему объ­екту. Наиболее совершенный метод изоляционных работ в сква­жине — использование различных пакерующих устройств, когда разобщающий мост устанавливают за один спуск в скважину и не требуется дополнительной заливки цементным раствором. Широко используется взрывной пакер — устройство, действую­щее за счет энергии взрыва порохового заряда. Взрывной па­кер создает в стволе герметичную пробку, выдерживающую перепад давлений до 30 МПа. Наиболее распространенный взрывной пакер — полый цилиндр из алюминиевых сплавов, ко­торый при срабатывании порохового заряда деформируется и запрессовывается в обсадную колонну. В случае отсутствия па­керующих устройств цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цементного раствора через насосно-компрессорные трубы.

Если из разведочной скважины после проведенных работ получен промышленный приток нефти или газа, скважину пе­редают для дальнейшей эксплуатации. В том же случае, если после всех проведенных работ все испытываемые объекты ока­жутся «сухими», т. е. из них не будут получены промышленные притоки нефти или газа, скважина ликвидируется по геологи­ческим причинам. Факт ликвидации разведочной скважины после спуска в нее эксплуатационной колонны свидетельствует о некачественном испытании скважины в процессе бурения с помощью испытателей пластов.

При передаче скважины из бурения в испытание должен составляться акт, подписываемый руководством буровой орга­низации, буровым мастером и представителями организации по испытанию скважины.

Не подлежат передаче в испытание скважины: с негерме­тичной колонной; с цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом; с негерметичной обвязкой устья; с от­сутствием цемента за колонной против испытываемых пластов; в аварийном состоянии.

Работы по испытанию первого объекта в законченных буре­нием разведочных скважинах должны производиться с помо­щью буровой установки силами буровой бригады; испытание всех остальных объектов — специализированными подразделе­ниями. При длительном простое или консервации газовых сква­жин, находящихся в испытании, во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации необходимо устано­вить цементный мост.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Перфорация — обсадная колонна

Перфорация обсадной колонны или скважинного трубопровода осуществляется через превентор или перфорационную задвижку, устанавливаемую на крестовину — трубодержатель фонтанной арматуры. [1]

Перфорация обсадной колонны производится при заполненной до устья промывочной жидкости с плотностью, достаточной для создания противодавления на пласт в зависимости от ожидаемого пластового давления для данной скважины. [2]

Перфорацию обсадной колонны и цементного кольца следует производить с использованием специальных жидкостей и перфораторов, спускаемых на НКТ. [3]

Перфорацию обсадной колонны и цементного кольца следует проводить с использованием специальных жидкостей и перфораторов, спускаемых на НКТ. [4]

Перфорацию обсадных колонн применяют для вскрытия пластов в скважинах и производят с помощью специальной стреляющей аппаратуры — перфораторов Ч Различают пулевые, торпедные ( снарядные) и кумулятивные перфораторы. [6]

При перфорации обсадных колонн в эксплуатационных скважинах нижние дыры пробивают возможно дальше от водо-нефтяного ( газо-водяного) контакта. Если нефтяная скважина вскрыла газовую шапку, верхние дыры пробивают возможно ниже от газо-нефтяного контакта, чтобы уменьшить опасность прорыва газа в скважину и ускоренного израсходования пластовой энергии. [7]

Для перфорации обсадных колонн можно применять один из следующих способов: пулевой, торпедный, кумулятивный, гидропескоструйный ( см. гл. В настоящее время наиболее часто осуществляют кумулятивную перфорацию. [8]

При перфорации обсадных колонн также желательно соблюсти условие (14.171), в котором ру следует заменить на местное давление, возникающее на участке перфорации при взрыве зарядов. Наименьшие давления создаются при работе корпусными перфораторами. Так, при простреле колонны кумулятивным корпусным перфоратором ПК-103 на стенки колонны действует сравнительно небольшое давление — около 100 МПа. Очевидно, что возникающее давление значительно превышает допустимое. При эксцентричном положении перфоратора в колонне местное ударное давление оказывается в несколько раз выше, особенно при наличии зазора между стенкой скважины и цементным камнем. Таким образом, предупредить растрескивание цементного камня при перфорации невозможно — в интервале перфорации ( и несколько выше) цементное кольцо неизбежно разрушается. [9]

В интервале перфорации обсадной колонны целесообразно устанавливать скребки на трубах через каждые 0 5 м для образования более прочного цементного кольца за колонной и создания условий, препятствующих растрескиванию цементного камня при перфорации. [11]

В интервале перфорации обсадной колонны целесообразно устанавливать скребки на трубах через каждые 0 5 м для образования упрочненного цементного камня и создания условий, препятствующих растрескиванию цементного камня при перфорации. [13]

Применяются следующие способы перфорации обсадных колонн . [14]

Имеется несколько способов перфорации обсадной колонны : пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная. [15]

Источник

Перфорация обсадной колонны

Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации.

Пулевые перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6–12 от-
верстий пулями диаметром 11–11,5 мм. Эффективность перфорации пулевым перфоратором часто бывает недостаточна в связи быстрой потерей энергии пулями при ударе о трубы.

Большей пробивной способностью, обеспечивающей лучшее вскрытие пласта, обладают торпедные перфораторы. Они отличаются от пулевых перфораторов тем, что колонна простреливается снарядами большого диаметра и замедленного действия. Снаряд, войдя в пласт, разрывается и создает дополнительные трещины. Торпедный перфоратор дает хорошие результаты при вскрытии плотных пород (известняков, песчаников), заглинизированных в процессе бурения или зацементированных при ремонтном цементировании, а также при простреле скважин многоколонной конструкции.

В настоящее время широко распространена беспулевая перфорация. В этом случае отверстия в колонне создаются не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов[1].

В кумулятивный перфоратор закладывают шашку взрывчатого вещества, которая имеет выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. При взрыве создается направленная струя огромной пробивной силы. С появлением беспулевых перфораторов стало возможно создавать отверстия в колонне без повреждения ее и цементного кольца. Кроме того, беспулевая перфорация обеспечивает надежное вскрытие пласта и улучшение проницаемости за счет образования более глубоких каналов, чем при пулевой перфорации.

В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора.

Для улучшения качества забоя широко применяется гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрес-сорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и насадок. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из насадок с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

7.3. Опробование и испытание
продуктивных горизонтов

7.3.1. Опробование и испытание продуктивных
горизонтов (пластов) в процессе бурения

Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб пластовой жидкости, оценку характера насыщенности пласта и определение его ориентировочного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять пластоиспытателями на трубах или каротажном кабеле в процессе бурения.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтеводосодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропровод-ность, коэффициент продуктивности и др.).

Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки характеристики их продуктивности и получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений.

При помощи комплекта испытательных инструментов (КИИ) на трубах можно: 1) вызвать приток жидкости и газа из испытуемого пласта; 2) определить физические параметры пласта (пластовое давление, среднюю эффективную проницаемость, коэффициент продуктивности и т. п.); 3) отобрать представительную пробу пластовых жидкостей; 4) проверить герметичность цементных мостов и колонн с установлением места и характера утечки.

Опробователи пластов на каротажном кабеле предназначаются для отбора герметизированных проб пластовой жидкости и газа в заполненных жидкостью необсаженных скважинах с целью оперативной оценки насыщающей пласт жидкости или газа.

7.3.2. Опробование и испытание продуктивных горизонтов
(пластов) после спуска и цементирования
эксплуатационной колонны

Последним мероприятием перед сдачей скважины в эксплуатацию является вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляют различными способами в зависимости от характеристики пласта, величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой законченной бурением скважины составляют план ее освоения со сроками исполнения. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), поршневанием или комбинацией этих способов.

При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), который вытесняет жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только на глубину, с которой давлением компрессора можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще более уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главным недостатком этого способа освоения скважины является большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы опускают на стальном канате поршень, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине, и пласт начнет работать.

Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласты с низким давлением, начинают с промывки забоя водой или нефтью. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. По выполнении предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток независимо от полученных результатов скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание производится снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная промышленная нефтегазоносность оценивается по результатам испытания после применения методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

а) гидроструйная перфорация;

б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в) кислотная обработка – для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г) термокислотная обработка – для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;

д) гидравлический разрыв – для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв – для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами.

После испытания каждого объекта скважина исследуется для определения параметров пласта и его гидродинамической характеристики. По окончании исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объекту. Цементные мосты рекомендуется устанавливать при помощи стреляющих тампонажных снарядов (СТС). Действие СТС основано на том, что в цилиндр снаряда запрессовывается резиновый тампон большего диаметра, чем диаметр скважины, и на заданной глубине выталкивается силой пороховых газов. Расширяясь за счет упругих свойств резины, тампон перекрывает скважину. На установленный тампон при помощи желонки с башмаком специальной конструкции (цементоносителя с откидным дном) заливается порция цементной массы, создающая надежное закрепление моста.

При отсутствии СТС цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цемента через насосно-компрессорные трубы. После окончания опробования и исследования всех объектов до передачи в эксплуатацию скважины остаются на балансе бурового предприятия или ликвидируются в установленном порядке.

8. другие способы бурения

Колонковое бурение

Колонковое бурение – наиболее распространенный способ проходки картировочных, структурных, поисковых и разведочных скважин. Колонковое бурение особенно широко применяется при разведке месторождений твердых полезных ископаемых. При производстве работ на нефть и газ колонковым способом выполняются большие объемы бурения структурно-поисковых скважин. Применяется оно и при инженерно-геологи-
ческих и гидрогеологических исследованиях, в сейсморазведке – для закладки взрывчатых веществ; в большом объеме применяется и для других технических целей, например, для нагнетания цемента и битума при создании водонепроницаемых завес в трещиноватых породах при инженерных сооружениях и т. п. Колонковым способом в крепких породах иногда проходят разведочные шурфы.

Широкое применение колонкового бурения в геологической службе объясняется тем, что оно обеспечивает получение ненарушенных образцов в виде столбика или колонки горных пород (керна) на всем протяжении скважины; отсюда происходит и название – колонковое бурение. Керн (колонка) позволяет получить наиболее надежную геологическую документацию; по данным керна определяются геологическое строение месторождения, глубина залегания и мощность полезного ископаемого, проводится его опробование, подсчитываются запасы, выявляются горнотехнические условия эксплуатации. На основании этих данных месторождение полезного ископаемого передается горным предприятиям для организации добычи.

Особенно наглядно достоинства колонкового бурения проявляются при разведке в условиях преобладания твердых пород, когда можно бурить скважины малых диаметров (36, 46, 59 мм) и получать кондиционный выход керна. При кольцевом забое объем разрушения горных пород в 3–5 раз меньше, чем при бурении сплошным забоем. Поэтому установки колонкового бурения значительно легче и транспортабельнее установок других систем, рассчитанных для бурения на одни и те же глубины.

Преимущество колонкового бурения перед другими видами проходки скважин заключается еще и в том, что оно обеспечивает проходку практически под любым углом к горизонту. Если к этому добавить, что экономические показатели колонкового бурения выше, чем при других видах бурения, то становится ясной весьма значительная роль колонкового бурения при обеспечении разведанными запасами минерального сырья промышленности и народного хозяйства страны.

Для осуществления проходки скважин колонковым способом используется поверхностное и забойное оборудование.

Поверхностное оборудование состоит из бурового станка, насоса, двигателя и вышки (мачты); вместе они составляют буровой агрегат, или буровую установку. Буровые установки бывают стационарные и передвижные; в последнем случае станок, насос и двигатель монтируются на салазках или на колесном ходу, на гусеницах; у самоходных агрегат монтируется на автомашине.

Забойное, или подземное оборудование состоит из породоразрушающего инструмента в колонковом наборе, колонны бурильных и обсадных труб.

На рис. 8.1 показана схема установки для колонкового бурения.

Для разрушения горных пород при проходке скважин применяют алмазы как самые твердые минералы на земле, твердые сплавы и дробь – чугунную, литую стальную и дробь-сечку. Отсюда различают виды колонкового бурения – алмазное, твердосплавное и дробовое. Алмазы и твердые сплавы крепятся в торце короночного кольца, представляющего собой короткий патрубок с резьбой на верхнем конце. Такое устройство породоразрушающего инструмента обеспечивает бурение по кольцу, в то время как в центре коронки образуется столбик породы – керн.

Источник