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

Рис.2.1

Начало скважины называется устьем 1, боковая цилиндрическая поверхность - стенкой 2 или стволом, дно - забоем 4. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины (рис. 1 в), а по проекции оси 4 на вертикаль - ее глубину (рис. 1 а, в).

По пространственному положению ствола различают вертикальные (рис. 1 а, б) и наклонные (рис. 1 в)скважины.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем) или по его периферийной части (кольцевым забоем). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы -керн 5, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения. Диаметр скважины, 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.

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.

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

Эксплуатационные - для добычи нефти, газа и газового конденсата.

Нагнетательные - 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.

Разведочные - для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

Структурно-поисковые - для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

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.

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.

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 дальнейшая углубка 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. 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.

Бурением называется воздействие спецтехники на почвенные слои, в результате чего в земле образуется скважина, через которую будут добывать ценные ресурсы. Процесс бурения нефтяных скважин осуществляется по разным направлениям работы, которые зависят от расположения почвенного или горного пласта: оно может быть горизонтальным, вертикальным либо наклонным.

В результате работы в земле образуется цилиндрическая пустота в виде прямого ствола, или скважина. Ее диаметр может быть различным в зависимости от назначения, но он всегда меньше параметра длины. Начало скважины расположено на поверхности почвы. Стены называются стволом, а дно скважины – забоем.

Ключевые этапы

Если для водных скважин может использоваться среднее и легкое оборудование, то спецтехника для бурения нефтяной скважины может использоваться только тяжелая. Процесс бурения может осуществляться только при помощи специального оборудования.

Сам процесс делится на следующие этапы:

• Подвоз техники на участок, где будет производиться работа.
• Собственно бурение шахты. Процесс включает в себя несколько работ, одна из которых – углубление ствола, которое происходит при помощи регулярного промывания и дальнейшего разрушения горной породы.
• Чтобы ствол скважины не был разрушен и не засорил ее, пласты породы укрепляют. С этой целью в пространство прокладывают специальную колонну из соединенных между собой труб. Место между трубой и породой закрепляют цементным раствором: эта работа носит название тампонирования.
• Последней работой является освоение. На нем вскрывается последний пласт породы, формируется призабойная зона, а также проводится перфорация шахты и отток жидкости.

Подготовка площадки

Для организации процесса бурения нефтяной скважины потребуется провести также подготовительный этап. В случае, если разработка ведется в области лесного массива, требуется, помимо оформления основной документации, заручиться согласием на работы в лесхозе. Подготовка самого участка включает следующие действия:

1. Вырубка деревьев на участке.
2. Разбитие зоны на отдельные части земли.
3. Составление плана работ.
4. Создание поселка для размещения рабочей силы.
5. Подготовка основания для буровой станции.
6. Проведение разметки на месте работы.
7. Создание фундаментов для установки цистерн на складе с горючими материалами.
8. Обустройство складов, завоз и отладка оборудования.

После этого необходимо заняться подготовкой оборудования непосредственно для бурения нефтяных скважин. В этот этап входят следующие процессы:

• Установка и проверка техники.
• Проводка линий для энергоснабжения.
• Монтаж оснований и вспомогательных элементов для вышки.
• Установка вышки и подъем на нужную высоту.
• Отладка всего оборудования.

Когда оборудование для бурения нефтяных скважин будет готово к эксплуатации, необходимо получить заключение от специальной комиссии, что техника находится в исправном состоянии и готова к работе, а персонал обладает достаточными знаниями в области правил безопасности на производстве подобного рода. При проверке уточняется, правильную ли конструкцию имеют осветительные приборы (они должны иметь устойчивый к взрывам кожух), установлено ли по глубине шахты освещение с напряжением 12В. Замечания, касающиеся качества работы и безопасности, необходимо принять во внимание заранее.

До начала работ по бурению скважины необходимо установить шурф, завезти трубы для укрепления бурового ствола, долото, малую спецтехнику для вспомогательных работ, обсадные трубы, приборы для измерений в ходе бурения, обеспечить водоснабжение и решить другие вопросы.

Буровая площадка содержит объекты для проживания рабочих, технические помещения, лабораторное строение для анализа проб почвы и получаемых результатов, склады для инвентаря и малого рабочего инструмента, а также средства для медицинской помощи и средства безопасности.

Особенности бурения нефтяной скважины

После установки начинаются процессы по переоснащению талевой системы: в ходе этих работ монтируется оборудование, а также апробируются малые механические средства. Установка мачты открывает процесс забуривания в почву; направление не должно разойтись с осевым центром вышки.

После того, как завершается центровка, проводится создание скважины под направление: под этим процессом понимается установка трубы для усиления ствола и заливка начальной части цементом. После установки направления центровка между самой вышкой и роторными осями регулируется повторно.

Бурение под шурф осуществляется в центре ствола, и в процессе работы делается обсадка при помощи труб. При бурении шурфа используется турбобур, для регулировки скорости вращения необходимо удерживать его посредством каната, который фиксируется на самой вышке, а другой частью удерживается физически.

За пару суток до запуска буровой установки, когда прошел подготовительный этап, собирается конференция с участием членов администрации: технологов, геологов, инженеров, бурильщиков. К вопросам, обсуждаемым на конференции, относятся следующие:

• Схема залегания пластов на нефтяном месторождении: слой глины, слой песчаника с водоносами, слой нефтяных залежей.
• Конструктивные особенности скважины.
• Состав горной породы в точке исследований и разработок.
• Учет возможных трудностей и осложняющих работу факторов, которые могут появиться при бурении нефтяной скважины в конкретном случае.
• Рассмотрение и анализ карты нормативов.
• Рассмотрение вопросов, связанных с безаварийной проводкой.

Документы и оборудование: основные требования

Процесс бурения скважины под нефть может начаться только после оформления ряда документов. К ним относятся следующие:

• Разрешение о начале эксплуатации буровой площадки.
• Карта нормативов.
• Журнал по растворам для бурения.
• Журнал по обеспечению охраны труда в работе.
• Учет функционирования дизелей.
• Вахтовый журнал.

К основному механическому оборудованию и расходным материалам, которые используются в процессе бурения скважины, относятся следующие виды:

• Оборудование для цементирования, сам цементный раствор.
• Оборудование для обеспечения безопасности.
• Каротажные механизмы.
• Техническая вода.
• Реагенты для различных целей.
• Вода для питья.
• Трубы для обсадки и собственно бурения.
• Площадка под вертолет.

Типы скважин

В процессе бурения нефтяной скважины в горной породе формируется шахта, которую проверяют на наличие нефти либо газа посредством перфорации ствола, при котором происходит стимуляция притока искомого вещества из продуктивной области. После этого бурильная техника демонтируется, скважина пломбируется с указанием даты начала и окончания бурения, а затем мусор вывозится, а металлические части подвергаются утилизации.

При начале процесса диаметр ствола составляет до 90 см, а к концу редко доходит до 16,5 см. В ходе работы строительство скважины делается в несколько этапов:

1. Углубление дня скважины, для чего используется буровое оборудование: оно размельчает горную породу.
2. Удаление обломков из шахты.
3. Закрепление ствола при помощи труб и цемента.
4. Работы, в ходе которых исследуется полученный разлом, выявляются продуктивные расположения нефти.
5. Спуск глубины и ее цементирование.

Скважины могут отличаться по заглубленности и делятся на следующие разновидности:

• Небольшие (до 1500 метров).
• Средние (до 4500 метров).
• Углубленные (до 6000 метров).
• Сверхуглубленные (более 6000 метров).

Бурение скважины подразумевает измельчение цельного пласта породы долотом. Полученные части удаляют посредством вымывания специальным раствором; глубина шахты делается больше при разрушении всей забойной площади.

Проблемы в ходе бурения нефтяных скважин

В ходе бурения скважин можно столкнуться с рядом технических проблем, которые замедлят или сделают работу практически невозможной. К ним относятся следующие явления:

• Разрушения ствола, обвалы.
• Уход в почву жидкости для промывки (удаления частей породы).
• Аварийные состояния оборудования или шахты.
• Ошибки в сверлении ствола.

Чаще всего обвалы стенок происходят из-за того, что горная порода обладает нестабильной структурой. Признаком обвала является увеличенное давление, большая вязкость жидкости, которая используется для промывки, а также повышенное число кусков породы, которые выходят на поверхность.

Поглощение жидкости чаще всего случается в случае, если залегающий ниже пласт целиком забирает раствор в себя. Его пористая система или высокая степень впитываемости способствует такому явлению.

В процессе бурения скважины снаряд, который движется по часовой стрелке, доходит до места забоя и поднимается обратно. Проведение скважины доходит до коренных пластов, в которые происходит врезка до 1,5 метра. Чтобы скважина не была размыта, в начало погружается труба, она же служит средством проведения промывочного раствора напрямую в желоб.

Буровой снаряд, а также шпиндель может вращаться с разной скоростью и частотой; этот показатель зависит от того, какие виды горных пород требуется пробить, какой диаметр коронки будет сформирован. Скорость контролируется посредством регулятора, который регулирует уровень нагрузки на коронку, служащую для бурения. В процессе работы создается необходимое давление, которое оказывается на стены забоя и резцы самого снаряда.

Проектирование бурения скважины

Перед началом процесса по созданию нефтяной скважины составляется проект в виде чертежа, в котором обозначаются следующие аспекты:

• Свойства обнаруженных горных пород (устойчивость к разрушению, твердость, степень содержания воды).
• Глубина скважины, угол ее наклона.
• Диаметр шахты в конце: это важно для определения степени влияния на него твердости горных пород.
• Метод бурения скважины.

Проектирование нефтяной скважины необходимо начинать с определения глубины, конечного диаметра самой шахты, а также уровня бурения и конструктивных особенностей. Геологический анализ позволяет разрешить эти вопросы вне зависимости от типа скважины.

Методы бурения

Процесс создания скважины для добычи нефти может осуществляться несколькими способами:

• Ударно-канатный метод.
• Работа с применением роторных механизмов.
• Бурение скважины с использованием забойного мотора.
• Бурение турбинного типа.
• Бурение скважины с использованием винтового мотора.
• Бурение скважины посредством электрического бура.

Первый способ относится к наиболее известным и проверенным методам, и в этом случае шахту пробивают ударами долота, которые производятся с определенной периодичностью. Удары делаются посредством влияния веса долота и утяжеленной штанги. Поднятие оборудования происходит из-за балансира оборудования для бурения.

Работа с роторным оборудованием основана на вращении механизма при помощи ротора, который ставится на устье скважины через трубы для бурения, которые осуществляют функцию вала. Бурение скважин малого размера производится посредством участия в процессе шпиндельного мотора. Роторный привод соединен с карданом и лебедкой: такое устройство позволяет контролировать скорость, с которой вращаются валы.

Бурение при помощи турбины производится посредством передачи вращающегося момента колонне от мотора. Такой же способ позволяет передавать и энергию гидравлики. При этом методе функционирует только один канал подачи энергии на уровне до забоя.

Турбобур – это особый механизм, который преобразует энергию гидравлики в давлении раствора в механическую энергию, которая и обеспечивает вращение.

Процесс бурения нефтяной скважины состоит из опускания и подъема колонны в шахту, а также удерживание на весу. Колонной называется сборная конструкция из труб, которые соединяются друг с другом посредством специальных замков. Главной задачей является передача различных типов энергии к долоту. Таким образом осуществляется движение, приводящее к углублению и разработке скважины.

ÓÄÊ 622.24:622.143(075.8) ÁÁÊ 33.131

Ð å ö å í ç å í ò û:

кафедра нефтегазового промысла Кубанского государственного технологического университета; д-р техн. наук проф. А.Т. Кошелев; ä-ð òåõí. íàóê ïðîô. Г.Т. Вартумян

Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А.

Б 90 Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. − М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. − 1007 с.: ил.

ISBN 5-8365-0130-0

Освещены вопросы современной технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в том числе наклонно направленных и горизонтальных. Описаны буровые долота и бурильные головки, бурильные трубы, турбобуры, винтобуры и электробуры, условия их работы и режимы бурения. Приведены характеристики и состав современных комплектных буровых установок, функциональное назначение и конструкции комплектующего оборудования. Особое внимание уделено специальному оборудованию для бурения скважин на море. Представлена необходимая для инженерных расчетов справочная информация. Рассмотрены некоторые методики технологических и техни- ческих расчетов.

Для студентов нефтегазовых вузов и факультетов.

Предисловие........................................................................................................................................
ЧАСТЬ 1. ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН...........................
Глава 1. Основы нефтегазопромысловой геологии....................................................................
1.1. Состав земной коры...................................................................................................................
1.2. Геохронология горных пород....................................................................................................
1.3. Осадочные горные породы и формы их залегания..............................................................
1.4. Образование залежей нефти и газа........................................................................................
1.5. Физико-химические свойства нефти и газа...........................................................................
1.6. Поиски и разведка месторождений нефти и газа................................................................
1.7. Составление геологического разреза скважины...................................................................
1.8. Состав и минерализация подземных вод................................................................................
1.9. Исследования в скважинах.......................................................................................................
Глава 2. Общие понятия о строительстве скважин...................................................................
2.1. Основные понятия и определения...........................................................................................
2.2. Геологическое обоснование места заложения и проектирование скважины как
инженерного сооружения................................................................................................................
2.3. Монтаж оборудования для сооружения скважины.............................................................
2.4. Проходка ствола скважины......................................................................................................
2.5. Буровые долота............................................................................................................................
2.6. Бурильная колонна......................................................................................................................
2.7. Привод долота..............................................................................................................................
2.8. Особенности бурения скважин на акваториях.....................................................................
2.9. Крепление скважин и разобщение пластов...........................................................................
Глава 3. Механические свойства горных пород.........................................................................
3.1. Общие положения.......................................................................................................................
3.2. Механические и абразивные свойства горных пород.........................................................
3.3. Влияние всестороннего давления, температуры и водонасыщения на некоторые
свойства горных пород.....................................................................................................................
Глава 4. Буровые долота...................................................................................................................
4.1. Шарошечные долота...................................................................................................................
4.2. Кинематика и динамика шарошечных долот.........................................................................
4.3. Алмазные долота..........................................................................................................................
4.4. Лопастные долота........................................................................................................................
Глава 5. Работа бурильной колонны.............................................................................................
5.1. Физическая модель бурильной колонны................................................................................
5.2. Устойчивость бурильной колонны...........................................................................................
5.3. Напряжения и нагрузки в трубах бурильной колонны.......................................................
Глава 6. Промывка скважин............................................................................................................
6.1. Термины и определения.............................................................................................................
6.2. Функции процесса промывки скважин..................................................................................
6.3. Требования к буровым растворам...........................................................................................
6.4. Буровые промывочные растворы............................................................................................
6.5. Приготовление и очистка буровых растворов......................................................................
6.6. Технология химической обработки бурового раствора......................................................
6.7. Гидравлический расчет промывки скважины несжимаемой жидкостью........................
6.8. Методы утилизации отработанных буровых растворов и бурового шлама....................
6.9. Методы обезвреживания отработанных буровых растворов и шлама............................
Глава 7. Осложнения при бурении, их предупреждение и борьба с ними.........................
7.1. Классификация осложнений.....................................................................................................

7.2. Разрушение стенок скважины..................................................................................................
7.3. Поглощения жидкостей в скважинах......................................................................................
7.4. Газонефтеводопроявления.........................................................................................................
7.5. Прихваты, затяжки и посадки колонны труб........................................................................
Глава 8. Режимы бурения................................................................................................................
8.1. Вводные понятия.........................................................................................................................
8.2. Влияние различных факторов на процесс бурения.............................................................
8.3. Влияние дифференциального и угнетающего давлений на разрушение горных
пород.....................................................................................................................................................
8.4. Рациональная отработка долот.................................................................................................
8.5. Проектирование режимов бурения.........................................................................................
8.6. Очистка бурящейся скважины от шлама...............................................................................
Глава 9. Бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин..............................
9.1. Цели и задачи направленного бурения скважин..................................................................
9.2. Основы проектирования направленных скважин................................................................
9.3. Факторы, определяющие траекторию забоя скважины......................................................
9.4. Забойные компоновки для бурения направленных скважин.............................................
9.5. Методы и устройства контроля траектории скважин.........................................................
9.6. Особенности бурения и навигации горизонтальных скважин...........................................
Глава 10. Вскрытие и разбуривание продуктивных пластов...................................................
10.1. Разбуривание продуктивного пласта.....................................................................................
10.2. Технологические факторы, обеспечивающие бурение и вскрытие продуктивного
пласта....................................................................................................................................................
10.3. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта. Буровые растворы для
заканчивания скважин......................................................................................................................
10.4. Опробование пластов и испытание скважин в процессе бурения.................................
Глава 11. Конструкции скважин. Фильтры..................................................................................
11.1. Основы проектирования конструкций скважин................................................................
11.2. Конструкции забоев скважин.................................................................................................
Глава 12. Крепление скважин и разобщение пластов..............................................................
12.1. Подготовка ствола скважины.................................................................................................
12.2. Технология крепления скважин обсадными колоннами....................................................
12.3. Тампонажные цементы и растворы.......................................................................................
12.4. Расчет цементирования скважин...........................................................................................
Глава 13. Вторичное вскрытие продуктивных пластов, вызов притока нефти (газа) и
освоение скважин..............................................................................................................................
13.1. Пулевая перфорация................................................................................................................
13.2. Кумулятивная перфорация......................................................................................................
13.3. Перфорация при депрессии на пласт....................................................................................
13.4. Перфорация при репрессии на пласт...................................................................................
13.5. Специальные растворы для перфорации скважин.............................................................
13.6. Буферные разделители.............................................................................................................
13.7. Технология заполнения скважины специальной жидкостью...........................................
13.8. Вызов притока путем замещения жидкости в эксплуатационной колонне...................
13.9. Вызов притока с помощью воздушной подушки................................................................
13.10. Вызов притока с использованием пусковых клапанов....................................................
13.11. Вызов притока с помощью струйных аппаратов..............................................................
13.12. Поинтервальное снижение уровня жидкости в скважине..............................................
13.13. Снижение уровня жидкости в скважине поршневанием (свабированием) ................
13.14. Вызов притока из пласта методом аэрации.......................................................................
13.15. Снижение уровня жидкости в скважине в условиях аномально низкого пластово-
го давления..........................................................................................................................................
13.16. Вызов притока из пласта с применением двухфазных пен............................................
13.17. Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов............
13.18. Вызов притока из пласта с помощью комплектов испытательных инструментов.....
13.19. Применение газообразных агентов для освоения скважин. Освоение скважин
азотом...................................................................................................................................................
ЧАСТЬ 2. ТЕХНИКА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН..................................
Глава 14. Буровые установки..........................................................................................................
14.1. Требования, предъявляемые к буровым установкам.........................................................

14.2. Классификация и характеристики установок.....................................................................
14.3. Комплектные буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочно-
го бурения............................................................................................................................................
14.4. Выбор вида и основных параметров буровой установки.................................................
14.5. Выбор схемы и компоновки оборудования буровой установки......................................
14.6. Требования к кинематической схеме буровой установки................................................
14.7. Буровые установки производства ОАО «Уралмашзавод».................................................
14.8. Буровые установки производства ОАО «Волгоградский завод буровой техники»......
Глава 15. Спускоподъемный комплекс.........................................................................................
15.1. Процесс подъема и спуска колонн. Функции комплекса.................................................
15.2. Кинематическая схема комплекса для СПО........................................................................
15.3. Талевая система.........................................................................................................................
15.4. Выбор стальных канатов для талевых систем......................................................................
15.5. Кронблоки и талевые блоки....................................................................................................
15.6. Буровые крюки и крюкоблоки...............................................................................................
15.7. Талевые механизмы буровых установок ОАО «Уралмашзавод» .....................................
15.8. Талевые механизмы буровых установок ВЗБТ....................................................................
15.9. Буровые вышки.........................................................................................................................
15.10. Буровые лебедки......................................................................................................................
15.11. Тормозные системы буровых лебедок................................................................................
15.12. Объем спускоподъемных операций.....................................................................................
15.13. Кинематика подъемного механизма....................................................................................
15.14. Динамика подъемного механизма........................................................................................
Глава 16. Оборудование системы промывки скважин..............................................................
16.1. Буровые насосы.........................................................................................................................
16.2. Манифольд..................................................................................................................................
16.3. Вертлюг........................................................................................................................................
Глава 17. Поверхностная циркуляционная система..................................................................
17.1. Параметры и комплектность циркуляционных систем.....................................................
17.2. Блоки циркуляционных систем..............................................................................................
17.3. Перемешиватели........................................................................................................................
17.4. Оборудование для очистки бурового раствора от шлама.................................................
17.5. Дегазаторы для буровых растворов.......................................................................................
17.6. Установка для обработки бурового раствора на базе центрифуги.................................
17.7. Всасывающие линии для буровых насосов..........................................................................
Глава 18. Породоразрушающий инструмент: буровые долота, бурильные головки,
расширители, калибраторы.............................................................................................................
18.1. Шарошечные долота.................................................................................................................
18.2. Лопастные долота......................................................................................................................
18.3. Фрезерные долота.....................................................................................................................
18.4. Долота ИСМ...............................................................................................................................
18.5. Алмазные долота........................................................................................................................
18.6. Шарошечные бурильные головки..........................................................................................
18.7. Лопастные и фрезерные твердосплавные бурильные головки........................................
18.8. Алмазные бурильные головки и бурильные головки ИСМ...............................................
18.9. Керноприемный инструмент...................................................................................................
18.10. Расширители.............................................................................................................................
18.11. Калибраторы-центраторы......................................................................................................
Глава 19. Бурильные трубы. Расчет бурильных колонн...........................................................
19.1. Ведущие бурильные трубы......................................................................................................
19.2. Бурильные трубы с высаженными концами и муфты к ним...........................................
19.3. Замки для бурильных труб с высаженными концами.......................................................
19.4. Бурильные трубы с приваренными замками.......................................................................
19.5. Легкосплавные бурильные трубы..........................................................................................
19.6. Утяжеленные бурильные трубы.............................................................................................
19.7. Переводники для бурильных колонн.....................................................................................
19.8. Общие принципы и методика расчета компоновки бурильных труб в колонне..........
Глава 20. Привод долота: буровые роторы, забойные двигатели...........................................
20.1. Буровые роторы........................................................................................................................
20.2. Турбобуры..................................................................................................................................
20.3. Винтовые забойные двигатели................................................................................................
20.4. Турбовинтовые забойные двигатели......................................................................................
20.5. Электробуры..............................................................................................................................

Глава 21. Устьевое оборудование бурящихся скважин.............................................................
21.1. Колонные головки.....................................................................................................................
21.2 Противовыбросовое оборудование.........................................................................................
Глава 22. Обсадные трубы. Расчет обсадных колонн................................................................
22.1. Обсадные трубы и муфты к ним............................................................................................
22.2. Расчет обсадных колонн..........................................................................................................
Глава 23. Силовой привод бурового комплекса..........................................................................
23.1. Типы приводов, их характеристики......................................................................................
23.2. Выбор двигателей силовых приводов....................................................................................
23.3. Средства искусственной приспособляемости для приводов............................................
23.4. Муфты.........................................................................................................................................
23.5. Цепные передачи буровых установок...................................................................................
23.6. Силовые агрегаты и двигатели современных буровых установок..................................
23.7. Компоновка силовых приводов и трансмиссий..................................................................
Глава 24. Оборудование для механизации и автоматизации технологических
процессов.............................................................................................................................................
24.1. Автоматизация подачи долота.................................................................................................
24.2. Автоматизация спуска-подъема (АСП)..................................................................................
24.3. Буровой ключ автоматический стационарный....................................................................
24.4. Пневматический клиновой захват..........................................................................................
24.5. Вспомогательная лебедка.........................................................................................................
Глава 25. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море...............................
25.1. Особенности разработки морских нефтяных и газовых месторождений.....................
25.2. Основные виды технических средств для освоения морских нефтяных и газовых
месторождений...................................................................................................................................
25.3. Плавучие буровые средства (ПБС) ........................................................................................
25.4. Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) .....................................................
25.5. Полупогружные плавучие буровые установки (ППБУ) .....................................................
25.6. Буровые суда (БС).....................................................................................................................
25.7. Буровые вышки для ПБС.........................................................................................................
25.8. Подводное устьевое оборудование........................................................................................
25.9. Системы удержания плавучих буровых средств на точке бурения................................
25.10. Морские стационарные платформы (МСП).......................................................................
25.11. Охрана окружающей среды при бурении на море..........................................................
Список литературы............................................................................................................................

ПРЕДИСЛОВИЕ

«Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» является одной из специальных дисциплин, определяющих профиль инженера по машинам и оборудованию нефтяных и газовых промыслов. Цель преподавания дисциплины − дать студентам знания по технологии бурения нефтяных и газовых скважин и познакомить с техникой, которая обеспе- чивает выполнение в условиях бурения всех технологических процессов и операций. Эти знания необходимы инженеру-механику при проектировании, монтаже и эксплуатации буровых установок, отдельного оборудования к ним, устройств, узлов и приспособлений, выполнения ремонтных работ.

Развитие нефтяной и газовой промышленности предполагает широкое использование буровых работ с целью поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Бурение нефтяных и газовых скважин, как ветвь нефтегазовой отрасли, должно постоянно совершенствоваться, особенно в связи с увеличением объемов работ по глубокому и сверхглубокому бурению, в том числе на акваториях, а также с растущими потребностями бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Программой дисциплины «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» предусматривается изучение всех составляющих цикла строительства скважин, начиная с понятия о скважинах, их классификации, конструкциях, применяемых технических средств и технологических операций для разрушения горных пород и проходки ствола и заканчивая процессами вскрытия и опробования продуктивных горизонтов, крепления скважин обсадными колоннами и разобщения пластов тампонажными материалами, освоения и испытания скважин. Кроме того, уделяется должное внимание буровым установкам и комплектующему их оборудованию. Особое внимание уделено специальным буровым установкам, предназначенным для бурения скважин на акваториях.

Учебники, полностью удовлетворяющие требованиям программы дисциплины, отсутствуют. По отдельным разделам программы имеется учебная литература, но, к сожалению, многие ее материалы устарели, так как они не обновлялись по меньшей мере последние 15 лет.

Представленная книга призвана ликвидировать указанные пробелы в учебной литературе и представить учебный материал по бурению нефтяных и газовых скважин в современном его понимании. Она состоит из двух частей: первая часть посвящена технологии бурения нефтяных и газовых скважин, вторая − технике для сооружения этих скважин, буровому инструменту и подземному оборудованию. Отдельная глава посвящена специальному оборудованию для морского бурения скважин, которое успешно развивается как одна из ветвей нефтегазовой отрасли и по которой возможна специализация подготовки инженера-механика. Такое располо-

жение учебного материала логично, так как технология определяет требования к буровому оборудованию и инструменту для сооружения скважин.

Инженер-механик обязан уметь выполнять расчеты, необходимые как при конструировании, так и при эксплуатации бурового оборудования. Поэтому учебник в достаточной степени насыщен простейшими расчетными методиками и справочно-информационным материалом.

В конце книги приведен список использованной авторами основной литературы. Эта литература также рекомендуется для более глубокого изу- чения технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин.

Учебник охватывает все процессы и операции, выполняемые при бурении скважин, в том числе в осложненных геологических условиях; содержит справочную информацию, необходимую для технологических рас- четов; в нем описаны буровые установки, составляющее их буровое оборудование, породоразрушающий инструмент, бурильные и обсадные трубы; приведены технические характеристики оборудования и инструментов, необходимые при их выборе для конкретных условий сооружения скважины. В этом отношении учебник универсальный и поэтому может успешно использоваться в учебном процессе при подготовке специалистов других специальностей нефтегазового направления, в учебных планах которого предусмотрено изучение дисциплины «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Для успешного изучения материала дисциплины студентам необходимы знания по математике, физике, химии, гидромеханике, термодинамике, теоретической и прикладной механике, сопротивлению материалов и материаловедению, а также по основам нефтяного и газового дела.

1 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

ЧАСТЬ СКВАЖИН

1 ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЛАВА ГЕОЛОГИИ

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

1.1. СОСТАВ ЗЕМНОЙ КОРЫ

Геология − наука о составе, строении и истории Земли. Предполагают, что Земля состоит из нескольких различимых по свой-

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

Классификация горных пород по происхождению:

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

Б. Осадочные − породы, составленные из мельчайших кусочков различных минералов, часто сцементированных между собой, содержащие остатки животных и растительных организмов. По способу накопления в

земной коре различают механические осадки, породы химического и смешанного происхождения.

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

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

1.2. ГЕОХРОНОЛОГИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

Для определения историко-геологических закономерностей накопления горных пород и формирования Земли как планеты используют стратиграфическую шкалу, на основе которой составлена геохронологиче- ская таблица, отражающая расположение в определенной последовательности условных отрезков времени формирования земной коры (табл. 1.1).

Ò à á ë è ö à 1.1

Геохронологическая таблица

	Кайнозойская	Чертвертичный (ан-	Голоценовая
		тропогеновый)	Плейстоценовая
		Неогеновый	Плиоценовая
			Миоценовая
		Палеогеновый	Олигоценовая
			Эоценовая
			Палеоценовая
	Мезозойская		Позднемеловая
			Раннемеловая
			Позднеюрская
			Среднеюрская
			Раннеюрская
		Триасовый	Позднетриасовая
			Среднетриасовая
			Раннетриасовая
	Палеозойская	Пермский	Позднепермская
			Раннепермская
		Каменноугольный	Позднекаменноугольная
			Среднекаменноугольная
			Раннекаменноугольная
		Девонский	Позднедевонская
			Среднедевонская
			Раннедевонская
		Силурийский	Позднесилурийская
			Раннесилурийская
		Ордовикский	Позднеордовикская
			Среднеордовикская
			Раннеордовикская
	Протерозойская	Позднепротерозой-	Вендская
			Позднерифейская
			Среднерифейская
			Раннерифейская
		Среднепротерозой-
		Раннепротерозойский
	Архейская

1.3. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫЕ ПОРОДЫ И ФОРМЫ ИХ ЗАЛЕГАНИЯ

Основной признак осадочных горных пород − их слоистость, т.е. накопление в виде более или менее однородных пластов (слоев). Поверхность, ограничивающую пласт сверху, называют кровлей, а поверхность, ограничивающую пласт снизу, − подошвой.

Кровля нижележащего пласта является одновременно подошвой вышележащего, а подошва вышележащего − кровлей нижележащего. Первич- но образовавшиеся пласты залегали почти горизонтально, но в результате последующей деформации земной коры форма залегания часто изменялась до существенно наклонной или даже вертикальной.

Пласт характеризуется мощностью и углом падения в данной точке в конкретном направлении (рис. 1.1). Различают истинную (кратчайшее рас-

Рис. 1.1. Наклонно залегающие пласты в форме складки:

ÀÁ − горизонтальная мощность; ÀÄ − вертикальная мощность; ÀÑ − истинная мощность

Рис. 1.2. Моноклиналь

Морское бурение – один из самых ярких технических прорывов последних десятилетий в области строительства скважин. Мы расскажем Вам об основных технологических процессах, связанных с бурением морских скважин, о типах морских буровых платформ, об особенностях конструкции морских скважин, о мероприятиях по вызову притока жидкости из пласта в скважину, а также поговорим об экологических осложнениях и их решениях.

Бурение скважин на море требует принципиально новых конструкций бурового оборудования и технологий, которые гарантировали бы проходку скважин с соблюдением требований безопасности, экологичности и обеспечивали бы высокое качество работ при ограниченности пространства и наименьших затратах.

О курсе

Целью изучения курса является приобретение знаний в области теории основных технологических процессов, связанных со строительством нефтяных и газовых скважин с плавучих буровых установок и морских стационарных платформ на шельфе Мирового океана.

Учитывая специфичность строительства скважин на шельфе мирового океана, данный онлайн-курс будет интересен не только среди обучающихся на направлении «Нефтегазовое дело», но и среди широкого круга технических специалистов, ряда смежных направлений.

В курсе представлены самые современные технологии строительства, освоения и эксплуатации морских скважин, основанные на колоссальном опыте высококвалифицированных специалистов ГУП РК «Черноморнефтегаз».

Формат

Курс включает в себя видео-лекции, разбитые на фрагменты от 5 до 10 минут. После каждого изученного раздела запланирован промежуточный контроль для дальнейшего перехода на следующий модуль, по завершении курса предусмотрен итоговый экзамен по всему пройденному материалу. Так же в курсе предусмотрены практические задания по данному направлению.

Информационные ресурсы

1. Овчинников, В. П. Сооружение скважин на месторождениях шельфа морей и океанов: учебник / В. П. Овчинников [и др.]. – Тюмень: ТИУ, 2018. – 370 с.

2. Особенности бурения скважин на шельфе: учебное пособие / В. Г. Кузнецов, Ю. В. Лаврентьев, А. Е. Казанцев и др. ; под общ. ред. В. Г. Кузнецова. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 80 с.

Требования

Для освоения дисциплины необходимы знания по общей и органической химии, физике, математике, также необходимы первичные знания в области нефтегазового дела (конструкция скважин, способы эксплуатации скважин, геологические разрезы месторождений, способы разработки месторождений, транспорт углеводородов).

Программа курса

1. Введение в дисциплину

В данном разделе будут содержаться следующие определения: что такое шельф; нефтегазопромысловая геология; технология бурения на суше, конструкция скважины, способы добычи нефти, переработка нефти и газа, транспортировка нефтепродуктов и газов.

2. Типы морских платформ

В данном разделе дается подробная информация о типах морских платформ, а также приводятся их характеристики.

3. Конструкция морских скважин

В данном разделе даются понятия о/об скважине, конструкции скважины, основных элементах скважины, обсадной колонне, методах выбора конструкции скважин на шельфе

4. Технология строительства морских скважин

В данном разделе приводится подробная информация о свойствах, видах и типах бур.растворов, а также о способах заканчивания морских скважин и мероприятиях по вызову притока жидкости из пласта в скважину.

5. Оснащение морской буровой платформы

В данном разделе приводится подробная информация об оборудовании, служащим для управления бурением.

6. Эксплуатация морских скважин

В данном разделе приводится информация о технике и технологии эксплуатации морских скважин. Приводятся основные отличия эксплуатации морских и сухопутных скважин.

7. Осложнения при бурении морских скважин

В данном разделе приводятся причины возникновения осложнений при бурении на шельфе, а также виды осложнений и способы их предотвращения.

Результаты обучения

В результате прохождения курса слушатель:

Овладеет понятийно-терминологическим аппаратом в области бурения скважин на акваториях морей и океанов.

Будет способен ставить цели и формулировать задачи, связанные с реализацией профессиональных функций на плавучих и стационарных буровых установках;

Будет способен использовать принципы работы бурового оборудования, оборудования для эксплуатации и ремонта скважин на морских платформах

Сможет проектировать конструкции скважин с подводным устьем.

Формируемые компетенции

В результате прохождения курса обучающийся узнает:

Основные технологии нефтегазового производства на шельфе мирового океана;

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин с морских гидротехнических сооружений;

Основное технологическое оборудование, используемое на морских буровых установках.

Научится:

Ставить цели и формулировать задачи, связанные с реализацией профессиональных функций на плавучих и стационарных буровых установках;

Использовать принципы работы бурового оборудования, оборудования для эксплуатации и ремонта скважин на морских платформах

Проектировать конструкции скважин с подводным устьем.

Овладеет :

Понятийно-терминологическим аппаратом в области бурения скважин на акваториях морей и океанов.

Курс «Техника и технология бурения морских скважин» включает в себя видеолекции, практические занятия, промежуточный контроль в виде тестовых заданий и итоговый контроль.

Добываемая нефть Туймазинского месторождения оказалась низкого качества содержала много серы парафина и была не пригодна для эксплуатации. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки а и б для средней – в и г для нижней – д. Характерным для девонских попутных газов является: – отсутствие сероводорода; – относительная плотность выше единицы 10521; – содержание азота 133 по объему; – относятся к жирным газам. Вышки предназначены для размещения талевой системы в установки в вертикальном положении бурильных свечей.

Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Октябрьском

КАФЕДРА РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ

ГРУППА	БГР-13-11	ДАТА	ПОДПИСЬ
СТУДЕНТ	Егоров Д.С.
КОНСУЛЬТАНТ	Зиганшин С.С.
ОЦЕНКА ЗАЩИТЫ

г. Октябрьский

2014

Министерство образования и науки российской федерации

Филиал государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

в г. Октябрьский

Кафедра «Разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений»

З А Д А Н И Е

на учебную практику

Студенту группы ___ БГР-13-11________________

Место прохождения практики НГДУ «Туймазанефть»

Срок прохождения практики с «7»_ июля _ по « 3 » августа 2014 года.

Необходимо собрать и представить в виде отчета следующую информацию :

1. Разработка Туймазинского месторождения

1.1. Истории разработки Туймазинского месторождения

1.2. Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения

1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.4. Общая характеристика продуктивных горизонтов

1.5. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2.2. Подготовительные работы к бурению

2.3. Основное буровое оборудование

3. Добыча нефти и газа

3.1. Станок- качалка (основные узлы, виды, принцип работы)

3.2. Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» (принцип работы, основные узлы)

3.3 Трубный водоотделитель.

4. Лабораторные исследования нефти

5. Экскурсии.

6. Заключение.

7. Список использованной литературы и материалов.

Руководитель практики от УГНТУ Зиганшин С.С.

Студент Егоров Д.С,

1.1 История разработки Туймазинского месторождения. 1.2. Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения. 1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения 1.4 Общая характеристика продуктивных горизонтов. 1.5 Физико-химические свойства нефти и газа 2. Техника и технология бурения скважин 2.1. Строительство и передвижение буровой вышки. 2.2 Подготовительные работы к бурению 2.3 Основное буровое оборудование 2.4. Бурение скважины и спуско-подьемные операции 3. Добыча нефти и газа Станок- качалка (основные узлы, виды, принцип работы) Тихоходные станки-качалки Принцип работы АГЗУ 3.3 Трубный водоотделитель. 4. Лабораторные исследования нефти. 5. Экскурсии 6.Заключение 7.Список использованной литературы

1. РАЗРАБОТКА ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 История разработки Туймазинского месторождения.

Туймазинское месторождение начали разрабатывать 7 мая 1937 года. В этот день была пробурена скважина № 1 буровой бригадой Лебедева. Глубина скважины была 1050 метров, суточный дебит которой составлял 2-3 тонны.

С 1937 года по 1944 год было пробурено всего 75 скважин, суточный дебит которых составлял 150 тонн нефти. Добываемая нефть Туймазинского месторождения оказалась низкого качества, содержала много серы, парафина и была не пригодна для эксплуатации. Поиски нефти продолжались и с 26 сентября 1944 года ударил мощный фонтан девонской нефти с глубины 1750 метров. Пробуренная скважина № 100 имела суточный дебит 250 -300 тонн нефти, то есть почти в два раза больше, чем 75 скважин, пробуренных до нее.

Нефть была хорошего качества. Скважина № 100 была пробурена двумя бригадами: бригадой Ашина и бригадой Трипольского. Бригада Ашина пробурила до 1100 метров, но нефть не нашли, бригада Ашина перевелась в Ишимбайское месторождение. Но согласно расчетам и анализам здесь должна была быть нефть, и бригада Трипольского продолжила бурить сотую скважину и не ошиблась - ударил мощный фонтан. Скважины №1 и №100 находятся недалеко друг от друга. Бурение скважин осуществлялось "ПРЕСТ ТУЙМАЗАГОРНЕФТЬ" - одним из самых передовых буровых предприятии Советского Союза.

Большой вклад в развитие Туймазинского месторождения внесли такие буровые мастера, как: Поликовский И. Б.(герой социалистического труда); Михайлов Д.И.(герой социалистического труда) которому уже 93 года, являющиеся буровым мастером №1. Михайлов и Поликовский пробурили 40000 метров; Куприянов И.Д.(герой соц. труда); Юрк Д.Д.(почетный нефтяник СССР); Вильданов Т.М.(герой соц. труда); операторы: Морданшина Л.Х. (герой соц.труда, депутат верховного совета СССР). Также большой вклад внес Разгоняев Н.Ф.- начальник НГДУ.

Максимальная добыча нефти по объединению производства "Башнефть" приходится на 1966-1967 года - 45-47 миллионов тонн. В настоящее время добывается 14-15 млн тонн нефти. Максимальная добыча НГДУ "Туймазанефть" приходиться на 67-68 года - 15-16 млн тонн нефти. В настоящее время 1 млн 400 тысяч тонн нефти. Максимальная добыча нефти по стране приходиться на конец 70-х годов - 620-630 млн тонн нефти. В настоящее же время добывается 510 - 520 млн тонн нефти. По открытию Ромашкинского месторождения, открытого в 1047 году, максимальная добыча нефти по Татарстану составило 110-120 млн тонн. В настоящее время добывается 25-28 млн тонн нефти.

1.2. Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения.

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск. В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик – левый приток реки Камы. Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 оС, а минимальная – минус 40 оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5–2 м. Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения

В геологическом строении района принимают участие отложения: архея, протерозоя, которые слагают кристаллический фундамент, и палеозоя - осадочный чехол.

Палеозой представлен: девонской, каменноугольной и пермской системами. Его общая мощность 1150-1800 метров. Кристаллический фундамент представлен пародами: граниты, гнейсы, диориты.

Девонская система (D ). Представлена двумя отделами:

1. Средний отдел: ейфельский ярус (D 1 ef ), живетский (D 1 gv ).
2. Верхний отдел: франкский (D 2 fr ), фаменский(D 2 fm )/

Средний девон и низы франкского яруса сложены терригенными пародами: аргелиты, алевролиты, песчаники и нефтеносные песчаники.

Большая часть верхнего девона имеет карбонатный состав: доломиты, известняки с нефтепроявлениями. Общая мощность девонского яруса 400 метров.

Каменноугольная система (С). Представлена тремя отделами:

1. Нижния отдел: турнейский ярус (C 1 t ), везейския ярус (C 1 v ), серпуховской (C 1 s ).
2. Средний: башкирский ярус (C 1 b ), московский ярус (C 1 m ).
3. Верхний отдел С 3 .

По литологическому составу система сложена карбонатными пародами: доломиты, известняки, а в верхней части гипсы и ангидриты. Общая мощность каменноугольной системы 850 метров.

Пермская система (P ). Представлена двумя отделами:

1. Нижний отел: ассельский (P 1 a ), сакмарский (P 1 s ), кунгурский (P 1 k ) ярусы.
2. Верхний отдел: уфимский (P 2 y ), казанский (P 2 kz ), татарский (P 2 t ).

Нижний отдел представлен карбонатами: доломиты, известняки, а верхняя часть гипсы и андегриды. Верхний отдел представлен терригенными.

Общая мощность составляет 500 метров.

Четвертичная система (Q ).

Отложения четвертичной системы развиты по долинам рек и у подножий склонов и представлены песками суглинками, глинами и галькой.

В районе практики в склоне горы Заитовская мы наблюдали выход коренных горных парод уфимского яруса, обнажения глины красно-бурого цвета с прослойками олевралита мощностью от 1 до 20 сантиментов, а толщина всего комплекса 6-7 метров. Выше по склону залегают глины красного, желтого, серого цвета, листоватая, плитчатая и олевралит, мощностью 10 метров.

На вершине глыбоватые отдельности песчаников уфимского яруса коричневато-красного цвета. Структура мелкозернистая, текстура параллельно-слоистая с тонкими прослойками глины полимиктового состава на карбонатном цементе мощностью 3-4 метра.

1.4 Общая характеристика продуктивных горизонтов.

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты D NNN и DЙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт D NN в муллинских отложениях, пласт D N в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса, продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты D N , D NN , D NNN , D N V, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи – упруговодонапорный. Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DЙЙЙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей – упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление – 17,7 МПа. Продуктивный горизонт DЙЙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DЙЙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9%, проницаемость – 0,411 мкм2. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18Ч7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7–1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5-2 км и крупные 7-11 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм2. В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42 на 22 км, остальные залежи небольшие. Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса. Продуктивные отложения представлены известняками. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм2. В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа. Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса, а именно в кизеловском продуктивном горизонте. Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. Основная залежь имеет размер 8-30 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 3,5-8 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм2. Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления. Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью.

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

Нефти залежей пластов DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DΙ происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м3) и вязкость (2,02 мПа·с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.

Нефть терригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8–1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м3/т и в среднем составляет 22,0 м3/т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т. В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м3, общая минерализация достигает 8,68 млн. молей/м3.

Данные исследований показали, что состав газа горизонтов DΙ и DΙΙ практически одинаковый. Газ пласта DΙV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.

Характерным для девонских попутных газов является:

– отсутствие сероводорода;

– относительная плотность выше единицы (1,0521);

– относятся к жирным газам.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980; плотность газа турнейского яруса – 1,0529.

2. Техника и технология бурения скважин

2.1. Строительство и передвижение буровой вышки.

Основным параметром буровой установки является грузоподъемность, определяющая конструкции и характеристики бурового и энергетического оборудования, входящего в нее. Потребная грузоподъемность буровой установки зависит от конструкции скважины, которая определяет нагрузки, возникающие при спуске и подъеме бурильной и обсадной колонн. Так как вес бурильной колонны, как правило, больше веса обсадной колонны, спускаемой после завершения бурения определенного интервала, грузоподъемность буровой установки должна соответствовать весу бурильной колонны.

Поэтому буровые установки должны характеризоваться номинальной грузоподъемностью, при которой осуществляется длительная эксплуатация оборудования, и максимальной грузоподъемностью, определяемой кратковременными перегрузками оборудования. Естественно, что разница между номинальной и максимальной грузоподъемностью должна увеличиваться с ростом глубины скважины, так как возможности кратковременной перегрузки оборудования при бурения глубоких скважин значительно больше, чем при бурении мелких скважин.

Буровые установки класса ВУ-50. В настоящее время применяют буровые установки двух типов этого класса: БУ-50Бр-1 с дизель-, электрическим приводом и БУ-50БрД с дизель-гидравлическим приводом.

Все механизмы буровой установки БУ-50Бр-1 (рис. 7) смонтированы на четырех основных блоках: вышечно-роторном, лебедочном и двух насосных.

Рис. 1. Буровая установка БУ-50Бр

Буровые вышки и их сооружение.

Вышки предназначены для размещения талевой системы в установки в вертикальном положении бурильных свечей.

В последние годы при бурении скважин глубиной до 3000 м все большее распространение получают секционные мачты-вышки А-образного типа (буровые установки БУ-50Бр-1, БУ-50БрД, БУ-75Бр, БУ-75БрЭ, БУ-80БрД, Уралмаш 125БД-70, Уралмаш 125БЭ-70),

Вышки ВМ-41 высотой 41 м предназначены для бурения скважин при ожидаемой номинальной грузоподъемной силе до 150 тс. Ноги и пояса вышки изготовляют из 168-мм отработанных бурильных труб, тяги - из стальных 22-ми прутков. Вышка состоит из 10 секций (панелей), имеющих высоту 4 м. Пояса присоединяются к ногам с помощью хомутов болтами. Размер верхнего основания 2х2 м, нижнего 8х8 м. На верхнем основании пирамиды устанавливают под кронблочные балки, к которым крепится кронблок, окруженный площадкой с перилами.

Рис. 2. Схема передвижения вышки:

1 - неподвижный блок; прикрепленный к саням-якорю,. задавленным трактором в грунт; 3 — тяговый трактор

Вышки башенного типа высотой 41 и монтируют с помощью подъемника ПВК-1, а высотой 53 м — с помощью подъемника ПВ2-45. Подъемник состоит из четырех сдвоенных стоек 1, выполненных из бурильных труб диаметром 168 мм и высотой около 6 м. Внутри сдвоенных стоек размещены полиспасты 4. Связь стоек в жесткий каркас осуществляется верхними 2 и нижними 5 поясами из бурильных труб и тягами 3 из круглого железа.

Неподвижная часть талевой системы крепится к наголовнику стоек, а подвижная — к несущим балкам S , поперек которых положены две несущие 273-мм трубы б и 7. К этим трубам с помощью хомутов крепят пояса вышки. Пару талей, поддерживающих одну несущую балку, обслуживает одна лебедка, привод которой осуществляется от электродвигателя мощностью 10 кВт.

Вышку монтируют в следующем порядке. На полу буровой собирают наголовник вышки, поперечину которого соединяют хомутом с несущей трубой. Затем с помощью талевой системы несущие балки вместе с собранным наголовником поднимают на высоту 4—4,3 м. На полу буровой под поднятым наголовником собирают первую секцию и соединяют ее с приподнятым наголовником. Затем несущие трубы отсоединяют от наголовника, опускают их на несущих балках вниз, присоединяют к ним с помощью хомутов пояса собранной секции и, включив электродвигатель лебедок, поднимают секцию вышки. с собранным наголовником. После этого на полу монтируют следующую секцию вышки и присоединяют к поднятой, поднимают ее и на полу монтируют третью секцию, и так до самой нижней секции.

При перемещения бурового оборудования вышку башенного типа выгодно в случае благоприятных рельефных условий не разбирать, а передвигать в собранном виде.

Вышки А-образного типа монтируют в горизонтальном положении и поднимают в вертикальное с помощью стрелы и буровой лебедки или трактора.

2.2 Подготовительные работы к бурению

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, талевого каната, соединяющего неподвижные и подвижные блоки кронблока и талевого блока, бурового крюка и штропов, с помощью которых на крюке подвешивается груз. Один конец талевого каната специальным устройством крепится к основанию вышечного блока, а другой конец, огибающий поочередно ролик кронблока, ролик талевого блока, ролик кронблока и т. д. присоединяется к барабану лебедки.

Оснастку осуществляют следующим образом. Затем конец талевого каната, называемый ходовым, закрепляют в тормозной шайбе лебедки, наматывают на ее барабан 8—10 витков, опускают талевый блок на пол буровой и зажимают неподвижный конец в специальном приспособлении. При 41-м вышке и оснастке 4x5 расходуется 450 м каната, а при оснастке 5x6 — 570 м. При 53-м вышке и оснастке 6x7 длина каната увеличивается до 850 м.

Так как при спускоподъемных работах интенсивнее изнашивается та часть каната, которая наматывается на барабан, целесообразно по мере износа ходовую часть каната отрубить и затем перепустить канат, смотав часть его с бухты. В настоящее время заводы поставляют канаты длиной 1200 и 1500 м, что позволяет перепускать их по несколько раз, экономя при этом затрату времени на переоснастку талевой системы.

Кронблоки. Конструктивно кронблоки буровых установок отличаются друг от друга главным образом числом канатных роликов, числом и расположением осей, на которых они установлены.

Буровые установки классов БУ-50 и БУ-80 снабжены кронблоками, имеющими пять канатных роликов, установленных на одной оси.

Буровые установки класса БУ-125, укомплектованные башенной вышкой, снабжены кронблоком, имеющий две секции с соосным расположением осей, на каждой из которых установлено по три канатных ролика (рис. 11).

Буровые установки БУ-125, укомплектованные А-образной вышкой и механизмами АСП, имеют кронблок с тремя секциями, на оси одной из которых смонтировано три, на оси другой — два и на оси третьей - один канатный ролик. Оси трех- и двухблочной секций расположены соосно, а оси одноблочной секции — перпендикулярно им (Через блок одноблочной секции проходит ходовая ветвь талевого каната. Кронблок может быть использован и в буровых установках этого класса, не оснащенных комплексом механизмов АСП.

Рас. 3. Кронблок буровых установок класса БУ-125

1 — сварная рама; 2 — секции канатных блоков; 3 и 4 — разъемные опоры; 5 — вспомогательный блок; 6 — тартальный блок; 7 - подвески вспомогательного и тартального блоков; 9 — защитные кожи; 10 — дюбели, предохраняющие оси от проворачивания; 11 — гайки крепления кожуха; 12 — угольники для крепления кожухов к раме.

Талевый блок крюкоблок а состоит из двух щек 9, к которым с обеих сторон приварены накладки 5. В верхней части щеки соединяются траверсой, а в нижней - входят в карманы кронштейнов корпуса крюка 6 и соединяются с ним при помощи съемных осей 7. В средней части щеки имеют расточку для оси 10, на которой на двухрядных роликовых подшипниках установлено пять канатных роликов, закрытых защитным кожухом 12.

Крюк крюкоблока состоит из корпуса 6, в котором на мощном шариковом подшипнике находится ствол 5, центрального рога крюка 1, соединенного со стволом при помощи пальца 4, и двух боковых рогов 2. В зазоре между корпусом и стволом размещается грузовая пружина, которая служит для приподъема на муфты отвинчиваемой свечи, стоящей на элеваторе или зажатой в клиньях ротора.

Рис. 4 крюкоблок буровой установки класса БУ-125

Зев центрального рога предназначен для подвешивания вертлюга, а два боковых рога - элеваторов (с помощью штропов). Для предупреждения выпадания штропов предусмотрены запорные скобы 3 и 14.

2.3 Основное буровое оборудование

Буровое оборудование

Талевая система предназначается для проведения спускоподъемных операций, поддержания на весу бурильного инструмента и обсадной колонны. Талевая система является полиспастом, который в буровой установке предназначен для снижения скорости движения поднимаемого груза и уменьшения натяжения подвижного конца талевого каната при его навивке на барабан лебедки. Состоит она из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки; талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а второй -к специальному приспособлению для крепления неподвижного конца талевого каната; бурового крюка и штропов для подвески груза.

Талевый канат представляет собой стальной трос, состоящий из одного слоя прядей. В бурении обычно используются шестипрядные канаты. Конструкция прядей бывает разной. В качестве сердечника применяют стальной канат или стальную пружину.

Буровой крюк и крюкоблок предназначены для подвешивания при помощи штропов с элеватором обсадных и бурильных колонн при спускоподъемных операциях, поддержания на весу бурильной колонны с вертлюгом в процессе бурения, а также для подъема, спуска и подтаскивания вспомогательных грузов во время бурения и монтажно-демонтажных работ.

Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операции:

1. спуска и подъема бурильных и обсадных труб;
2. удержания на весу бурильного инструмента;
3. передачи вращения ротору;
4. свинчивания и развинчивания труб;
5. подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок, подъема и спуска грунтоносок и т. п.

Буровой инструмент спускается под действием собственного веса. Лебедка имеет несколько скоростей для повышения коэффициента полезного действия ее во время подъема крюка с порожним элеватором (ненагруженным) или переменного веса. Переключение скоростей осуществляется с помощью муфт. Талевый канат навивается на барабан. Для выполнения вспомогательных работ предназначены фрикционная катушка и пневмораскрепитель замков.

Вертлюг - механизм, соединяющий невращающуюся систему с вращающейся и обеспечивающий свободное вращение инструмента, а также ввод в него под давлением бурового раствора. Состоит он из невращающихся деталей, соединенных с буровым крюком, и вращающихся, соединенных с бурильным инструментом.

Буровой раствор поступает из шланга через патрубок, прикрепленный к крышке корпуса, в напорную трубу, а отсюда - в полость вращающегося ствола вертлюга.

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем (турбобуром или электробуром).

Ротор состоит из станины 1 , во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым венцом, вала 6 с цепным колесом с одной стороны и конической шестерней - с другой, кожуха 5 с наружной рифельной поверхностью, вкладышей 4 и зажимов 3 для ведущей трубы. Вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи передается на роторный вал, в результате чего горизонтальное вращение его преобразуется в вертикальное ведущей трубы, зажатой в роторном стволе зажимами.

Буровые насосы предназначены для нагнетания бурового Буровые насосы предназначены для нагнетания бурового раствора в скважину.

Принцип действия поршневого насоса заключается в следующем: поршневой насос состоит из двух основных частей: гидравлической, которая непосредственно перекачивает жидкость, и приводной, передающей энергию гидравлической части, получаемую насосом от двигателя.

Гидравлическая часть состоит из цилиндра и поршня соединенного с приводной частью насоса штоком. К цилиндру присоединяются два всасывающих и два нагнетательных клапана. Всасывающие клапаны связаны с приемными резервуарами всасывающей трубой, а нагнетательные - манифольдом со стояком.

Буровой шланг предназначен для подачи бурового раствора под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Буровые долота и их классификация.

Долото - рабочий инструмент, разрушающий породу. По назначению долота подразделяются на три вида:

1. долота сплошного бурения для разбуривания забоя по всей площади;
2. долота колонковые для разбуривания забоя по кольцу с оставлением в центре столбика не разбуренной породы (керна), который в последующем извлекается на поверхность;
3. долота специального назначения (расширение ствола скважины, изменение его направления и т. п.).

По характеру воздействия на породу долота делятся на четыре класса:

1. дробящие;
2. дробяще-скалывающие;
3. истирающе- режущие;
4. режуще-скалывающие.

К первому и второму классам относят шарошечные долота, к третьему -алмазные и фрезерные, к четвертому - лопастные долота.

Бурильные трубы и их классификация

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту при роторном бурении и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с погружными двигателями, подвода потока бурового раствора или воздуха на забой скважины для очистки его от выбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового, осуществления вспомогательных работ: закачки тампонирующих смесей при изоляционных работах, ликвидации аварий и т.п.

Существуют следующие типы бурильных труб:

1. с высаженными внутрь концами;
2. с высаженными наружу концами;
3. с приварными соединительными концами по телу трубы (ТБП);
4. с приварными соединительными концами по высаженной части (ТБПВ);
5. со стабилизирующими поясками (ТБ Н и ТЬ В );
6. трубы для электробурения (замковые, ТБГТВЭ);
7. легкосплавные.

Ведущая бурильная труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне при роторном бурении и передачи реактивного

представляет собой трубу квадратного или шестигранного сечения, круглую ни центру. Чтобы при вращении ведущая труба не отвинчивалась, на верхнем конце ее нарезана левая резьба, на нижнем - правая. На верхний и нижний концы трубы навинчены переводники для предохранения резьбы при соединении с вертлюгом и бурильной колонной. Для защиты от износа замковой резьбы нижнего переводника на последний навинчивается предохранительный переводник. Кроме переводников, предназначенных для ведущих труб, применяют муфтовые, ниппельные, предохранительные, переходные и другие переводники.

2.4. Бурение скважины и спуско-подьемные операции

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку - подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Спуско-подъёмные операции

Технические средства для проведения спуско-подъемных операций. Спуско-подъёмные операции (СПО) в разведочном бурении производятся в процессе углубления скважины для спуска и извлечения бурового снаряда. СПО — наиболее трудоёмкий процесс, общая продолжительность которого за время бурения скважины возрастает с увеличением её глубины, а также с ростом механической скорости. Удельный вес времени на проведение СПО при бурении мягких пород в 2-3 раза выше, чем при бурении крепких пород.Для облегчения труда рабочих и ускорения работ созданы и разрабатываются различные механизмы, приспособления и инструмент для подъёма и спуска, свинчивания и развинчивания элементов бурового снаряда. Одним из методов сокращения затрат времени на СПО - это совмещение по времени проведения отдельных элементов технологической цепи операции по спуску и подъёму.

Экскурсия на буровую № 846

Во время учебно-ознакомительной практики ездили на экскурсию 1 августа 2013года в, находящиеся на муниципальном районе Туймазинского и Серафимовского районов. Буровой мастер здесь Самматов Ильгиз Исмагилович, помощник бурового мастера- Усманов Гильман Анварович. Бурение скважины осуществляется Туйсазинской экспедицией глубокого бурения ООО "Башнефть - Бурение" Бурение ведется буровой установкой БУ-2500 ДГУ (2500-условная глубина, ДГУ- дизель) Проектная глубина скважины составляет 2133 метров. Альтитуда ротора (превышение над уровнем моря) скважины составляет 230,55 метров. Отход (смещение от вертикали) составляет 794 метров при глубине 1250 метров. Азимут составляет 2 градуса. Проектная глубина профиля типа А (для данной буровой) состоит из трех участков: 1- вертикальный участок; 2 - участок набора кривизны; 3- участок стабилизации.

Буровая установка № 846.

Зиганшин С.С. с помощником бурового мастера- Усмановым Гильманом Анваровичом

3. Добыча нефти и газа

1. Станок- качалка (основные узлы, виды, принцип работы)

Станок-качалка является индивидуальным приводом скважинного насоса.Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД.

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛАФКИН

Виды станков качалок.

Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типоразмеров станков-качалок (СК) грузоподьемностью от 1,5 до 20 т. Типовая конструкция СК представлена на рис.5. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в которых редуктор был поднят и установлен на подставке.

Рис.5. Схема станка-качалки типа СКД с редуктором на раме и кривошипным уравновешиванием

При создании размерного ряда учитывалась унификация узлов и элементов с той целью, чтобы свести к минимуму разнообразие быстроизнашивающихся узлов и тем самым упростить изготовление, ремонт, обслуживание и снабжение оборудования запасными элементами. Для этого из 20 типов станков-качалок 9 - были выполнены как базовые, а остальные 11 - в виде их модификаций. Модификации заключались:

• в изменении соотношений длин переднего и заднего плеч балансира путем замены головки балансира или всего балансира, что приводило к изменению грузоподъемности и длины хода станка-качалки;
• в применении редуктора с другим крутящим моментом;
• в одновременной замене балансира и редуктора.

Фактически в серийный выпуск пошли только 9 - моделей, включая 7 базовых и 2 модифицированных. Условное обозначение на примере 4СКЗ-1,2-700 расшифровывается следующим образом:

• 4СК - станок-качалка 4 - базовой модели;
• 1,2 - наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м;
• 700 - допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кг · м.

Станки-качалки СК5-3-2500 и СК6-2,1-2500 отличаются друг от друга длиной переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 различаются типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя.

Рис. 6. Схема станка-качалки по ГОСТ 5866-66

Указанным отраслевым стандартом впервые в нашей стране (тогда СССР) был предусмотрен выпуск станков-качалок дезаксиального типа 6 размеров.

Рис. 7. Схема станка-качалки типа СКДТ с редуктором на тумбе, с кривошипным уравновешиванием Стандартом предусмотрено два вида исполнения - с установкой редуктора на раме или на тумбе. Таким образом, образуется 12 моделей приводов.

Принципиальное отличие дезаксиальных станков-качалок от ранее применявшихся у нас исключительно аксиальных в том, что дезаксиальные станки-качалки обеспечивают разное время хода штанг вверх и вниз, тогда как аксиальные - одинаковое. Поскольку разница в кинематике конструктивно обеспечивается элементарными средствами, т.е. тем или иным расположением редуктора относительно балансира и не требует специальных изменений конструкции, то станки-качалки по рассматриваемому отраслевому стандарту не отличаются от аналогичных по Госстандарту.

Тихоходные станки-качалки

С ростом числа малодебитных скважин (с дебитом менее 5 м3/сут) все острее вставала проблема их оптимальной эксплуатации. Использование периодической эксплуатации связано с целым рядом существенных неблагоприятных факторов, в числе которых: неравномерная выработка пласта, неэффективное использование наземного и подземного оборудования, недостаточный межремонтный период по сравнению с непрерывно функционирующими скважинами, затруднения, возникающие в зимнее время и др.

Была разработана конструкция тихоходного станка-качалки с увеличенным передаточным числом за счет введения в трансмиссию дополнительной ременной передачи, что позволяло снижать частоту качаний балансира до 0,8...1,7 в минуту.

Для этого между электродвигателем и редуктором монтируется промежуточный вал с соответственно малым и большим по диаметру шкивами, установленными консольно. Компоновка промежуточного вала может быть вертикальной и горизонтальной.

Рис.8. Схема тихоходного станка-качалки с дополнительной ременной передачей

В последнем случае раму станка-качалки приходится немного наращивать на величину межосевого расстояния дополнительной ременной передачи. Такой вариант применяется на станке-качалке 7СК8-3.5-4000Ш.

Другим решением стало применение в приводе мотор-редуктора с передаточным числом i = 2,3. Если станок-качалка типа 7СК8-3,5-4000Ш имеет число качаний n = 3,8...12, то с мотор-редуктором - до 2,5. При этом для работы вместо двигателя мощностью в 30 кВт используется двигатель мощности 18,5 кВт.

Компоновка трансмиссии такого станка-качалки отличается отсутствием ременной передачи, что компенсируется применением трехступенчатого редуктора с передаточным числом i = 165. Редуктор непосредственно, с помощью муфты, соединяется с электродвигателем. При этом приходится применять угловую передачу, поэтому редуктор имеет коническо-цилиндрическую конструкцию с быстроходной конической ступенью.

Отсутствие ременной передачи не позволяет регулировать частоту хода балансира, поэтому в описываемом варианте предусматривается применение регулируемого многоскоростного асинхронного электродвигателя, который за счет изменения схемы подключения может обеспечить частоту вращения вала 495, 745, 990 и 1485 об/мин. Соответственно получают 3; 4,5; 6 и 9 качаний балансира в минуту, причем резко сокращается время перевода СШНУ на другой режим работы по сравнению со сменой шкивов.

Рис.9. Схема станка-качалки с трехступенчатым коническо-цилиндрическим редуктором

Отсутствие ременной передачи, которая в обычных механизмах предохраняет оборудование от поломок при перегрузках потребовала в данном случае другого конструктивного решения. Муфта, соединяющая двигатель с редуктором, снабжена срезным штифтом, заключенным в резиновую оболочку, которая смягчает пусковой момент.

При заклинивании плунжера скважинного насоса или поломках в кинематической цепи штифт срезается, предохраняя электродвигатель от перегрузки.

3.2. Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» (принцип работы, основные узлы)

Установки предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев.

В технологическом блоке размещены:

• замерный сепаратор
• переключатель скважин многоходовый ПСМ
• счетчик жидкости ТОР
• регулятор расхода
• привод гидравлический
• запорная арматура.

Установки «Спутник» АМ 40–1500 и Б 40–500 дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов, что позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

Установки автоматизированные групповые «Спутник» при наличии счетчика газа турбинного типа «Агат» и влагомера ВСН могут дополнительно определять количество газа и содержание воды в добываемой жидкости.

Принцип работы АГЗУ

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин.

3.3 Трубный водоотделитель.

Водоотделитель содержит выполненную из труб наклонную колонну, состоящую из водоотстойной и нефтеотстойной секций, трубопровод подвода газожидкостной смеси и подсоединенные к колонне трубопроводы отвода нефти, воды и газа. Трубопровод подвода газожидкостной смеси подсоединен к успокоительному коллектору, имеющему патрубок сброса воды, соединенный с донной частью водоотстойной секции колонны. В колонне ниже выходного отверстия успокоительного коллектора установлены одна или более перегородок, открытых в верхней части. Высота и размер крайней перегородки больше, чем у остальных, между выходом успокоительного коллектора и крайней перегородкой образован карман для скапливания поступающей в колонну нефти. Предлагаемое решение позволяет повысить интенсивность процесса отделения воды.

4. Лабораторные исследования нефти.

Лаборатория осуществляет на высоком качественно - техническом уровне согласно ГОСТам, ОСТам и различным методикам ведущих отраслевых НИИ по изучению физико-химических свойств углеводородного и нерудного сырья следующие виды деятельности:

определение коллекторских и петрофизических свойств горных пород, определение скорости пробега продольных волн в атмосферных и пластовых условиях, УЭС (удельное электрическое сопротивление), открытой пористости в атмосферных и пластовых условиях;

определение физико-химического состава нефти, конденсата; газов: попутных, растворенных в нефти или бензиново-керосиновых фракциях, дегазации, сепарации нефти и конденсата; анализ нефти и конденсата на определение индивидуального углеводородного состава методом газожидкостной, газоадсорбционной хроматографии и спектроскопии;

определение и выполнение работ по изучению физико-химических, термодинамических свойств нефти, конденсатов, газов в пластовых и атмосферных условиях, а также изучения фазового состояния углеводородных систем, товарной характеристики нефти, конденсатов и нефтепродуктов;

выполнение химических анализов пластовых, сточных, подземных и питьевых вод, полуколичественного и количественного спектрального анализа на 40 и 18 элементов; определение микрокомпонентов в минерализованных водах, осадках, почвах, породах, нефти, керновом материале и т.д.;

выполнение экспериментальных работ по вытеснению нефти водой и другими растворителями из образцов кернового материала;

После проведения комплекса исследований, оказываются услуги по передаче керна на хранение в кернохранилище Департамента нефти и газа при правительстве Ханты-Мансийского автономного округа - Югра. Также, по согласованию с Заказчиком, оказываются услуги по хранению керна в собственном кернохранилище.

Анализ полноразмерного керна: Исследование коллекторских свойств в атмосферных условиях (на цилиндре), в том числе: Остаточная нефтеводонасыщенность (Закс - прямой метод). Проницаемость по газу. Открытая пористость (насыщение: керосин, пластовая вода). Объемная плотность. Остаточная водонасыщенность (косвенный метод) Минералогическая плотность. Карбонатность. Показатель смачиваемости поверхности пород. Удельная поверхность порового пространства. Относительная фазовая проницаемость. Проницаемость по жидкости с моделированием пластовых условий. Удельное электрическое сопротивление. Коэффициент вытеснения нефти. Изучение порового пространства методом капилляриметрии.

Исследование коллекторских свойств пород в пластовых условиях: Определение пористости. Определение удельного электрического сопротивления. Определение скорости пробега продольных волн в пластовых и атмосферных условиях.

Расчетные параметры: Эффективная пористость. Параметр пористости. Параметр насыщенности.

5. Экскурсии

5.1. Экскурсия на буровую № 846 .

30 июля 2014 года во время учебно-ознакомительной практики под опытным руководством Зиганшина С.С. мы ездили на экскурсию на буровую №846 (Серафимовская площадь), находящуюся в Туймазинском районе близ села Николаевка. Также нас сопровождал официальный фотограф газеты «Октябрьский нефтяник» Лукин Виктор Константинович.

Буровой мастер здесь Самматов Ильгиз Исмагилович, помощник бурового мастера - Юсупов Ильгиз Винерович. Бурение скважины осуществляется Туймазинской экспедицией глубокого бурения ООО "Башнефть - Бурение". Бурение ведется буровой установкой БУ-2500 ДГУ (2500-условная глубина, ДГУ – дизельный привод) с использованием низкооборотных винтовых забойных двигателей (частота вращения - 200 об/мин). Скважина является наклонно-направленной, проектная глубина скважины составляет 2288 метров: глубина направления – 40м, глубина кондуктора – 260м, глубина эксплуатационной колонны – 2288м. Альтитуда ротора (превышение над уровнем моря) скважины составляет 230,55 метров. Отход (смещение от вертикали) составляет 125 метров при глубине 1250 метров. Азимут составляет 270 градусов. Проектная глубина профиля типа А (для данной буровой) состоит из трех участков: 1- вертикальный участок; 2 - участок набора кривизны; 3- участок стабилизации. В качестве промывочной жидкости используется гипсо-известковый буровой раствор. Номинальная грузоподъемность составляет 125т, максимальная кратковременная – 160т.

На буровой многие процессы автоматизированы, и измерение параметров осуществляется датчиками, например нагрузка на долото, частота вращения, время бурения и т. д. Сопровождает долото и забойный двигатель ООО "ПетроТул", а сервис буровых растворов ООО "Азимут-Сервис". Бурение наклонно направленных скважин осуществляется ООО "ТК Эхо".

На фото: руководитель учебной практики Зиганшин С.С. с помощником бурового мастера Юсуповым И.В.

На фото: руководитель учебной практики Зиганшин С.С. показывает основные приемы работы с ключом АКБ.

5.2.Экскурсия в ООО «Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования».

22 июля 2014 года мы посетили управление по ремонту нефтепромыслового оборудования, которое является подразделением ООО «Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования» и находится по адресу: г.Октябрьский, ул.Северная,2.

Экскурсия началась с вводного инструктажа по технике безопасности. Затем под опытным руководством Зиганшина С.С. мы ознакомились с основными участками данного предприятия (токарный кузнечный, слесарный и др.) и принципами его работы.

ООО «ОЗНПО» занимается разработкой, изготовлением, модернизацией и капитальным ремонтом нефтепромыслового оборудования, а также оказывает огромный спектр сервисных услуг в сфере нефтедобычи и смежных отраслях, таких как: капитальный ремонт бурового оборудования, капитальный ремонт, монтаж, обвязка, гидравлические испытания энергетического оборудования, изготовление запчастей и инструмента к буровому и нефтепромысловому оборудованию, изготовление метизов и резинотехнических изделий. Компания производит приводы ШГН, насосы, компрессорные установки, трубопроводы, станки качалки, АГЗУ, мобильные здания, сальники, вентиля, задвижки, отборники проб, клапана, вырезающие устройства, трубные превенторы и многое другое. Директор компании – Купавых Сергей Борисович, его зам – Скворцов Александр Юрьевич.

5.3.Экскурсия в прокатно-ремонтный цех электропогружных установок – 4 (ООО «НЗНО»).

24 июля 2014 года мы посетили прокатно-ремонтный цех электропогружных установок – 4, который является подразделением ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования» и находится по адресу: г.Октябрьский, ул.Северная, 3. Руководитель предприятия – Салимгараев Салават Мухаметзакиевич, заместитель руководителя – Гатауллин Ильдар Амерханович.

Базовым видом деятельности данного предприятия является капитальный, текущий ремонт нефтепромыслового оборудования и инструмента и изготовление запасных частей к нему.

Экскурсия началась с того, что нас привели в конференц-зал, где провели вводную инструкцию. После инструктажа нас встретил один из технологов данного предприятия Алешин Владимир Леонидович, который провел нас по всем помещениям и павильонам, рассказал об основные видах деятельности предприятия.

5.4.Экскурсия на куст №1262.

16 июля 2014 года мы под руководством Зиганшина С.С. посетили куст №1262, находящийся в 29 микрорайоне города Октябрьский около сероводородной лечебницы.

На кусту находится 9 скважин, из которых 3 горизонтально направлены (пробурены в сторону ОНК), 6 – наклонно направлены. На всех скважинах используются штанговые глубинные насосы.

Экскурсия началась с вводного инструктажа. На кусту нас встретил Тронтов Андрей Валериевич – оператор по добыче нефти и газа пятого разряда. Он провел нас по кусту, рассказал о находящихся там скважинах, объяснил устройство и принцип работы станков-качалок. Также несколько наших студентов приняли участие в замене сальников на одной из скважин.

5.5.Экскурсия в территориальное подразделение «Октябрьский» ОАО «Башнефть – петротест».

1 августа 2014 года мы посетили территориальное подразделение «Октябрьский» ОАО «Башнефть – петротест», которое находится по адресу: г.Октябрьский, ул.Советская, 9. Данное предприятие оказывает исследовательские услуги в области разработки, добычи и транспортировки нефти.

Основные направления деятельности:

• Проведение и интерпретация гидродинамических исследований скважин.
• Химико-аналитические исследования нефти, газа и воды.
• Химические методы в технологиях добычи нефти(коррозионный мониторинг, подбор ингибиторов коррозии и солеотложений и т.д.).
• Экология и охрана труда (экологический мониторинг окружающей среды; аттестация рабочих мест).

Сначала мы прошли в лабораторию охраны окружающей среды. Главный инженер этой лаборатории, Андропов Юрий Александрович, рассказал нам об основных аспектах своей профессии, о методах охраны окружающей среды, а также об услугах, оказываемых лабораторией (мониторинг поверхностных и подземных вод, контроль почвы, воздуха, попутного газа и др.).

Затем мы прошли в лабораторию анализа нефти, где нам рассказали об основных приемах и методах определения содержания различных примесей в нефти.

После нас провели в лабораторию коррозии, где ее главный инженер Дуканин Юрий Михайлович объяснил нам о способах защиты нефтепровода от коррозии, в частности об использовании ингибиторов.

В лаборатории промысловых исследований Золотухин Владислав Александрович (главный инженер лаборатории) рассказал на о различных видах оборудования, которое используется для определения текущего состояния пласта, скважины.

6.Заключение

За время практики, проходившей под руководством Зиганшина С.С. мы успели побывать на работающем кусту 1262 НГДУ «Туймазынефть», где мы вживую увидели работу оператора по добыче нефти и газа, нефтепроявление, замену сальников, закачку ПАВ, остановку и запуск станка-качалки и др.

Также мы побывали в ООО «ОЗНПО», ООО «НЗНО» и в цеху научно-исследовательских и производственных работ (Башнефть СНИПР), где нам рассказали о ремонте штанговых глубинных и электроцентробежных насосов и ремонте станков-качалок, электрокабелей; об отборе проб нефти и ее комплексном анализе (содержание солей, смол, асфальтенов, воды и др.), о методах и способах ее анализ, а также об оборудовании, используемом при этом; об охране окружающей среды, о средствах ее защиты, о методах, применяемых для ее сохранения.

Еще мы побывали на экскурсии в научно-производственной фирме «Пакер», где мы многое узнали об установке и осложнениях в подземном оборудовании скважин, об устройстве и схеме работы самого пакера, узнали многое о фирме, истории ее создания и развития, получили приглашение на производственную практику.

После мы побывали на ТВО ЦДНГ «Туймазынефть», там нам рассказали об устройстве трубного водоотделителя, системе его работы, устройстве сборного нефтепровода.

В заключении мы побывали на работающей буровой установке, увидели работу памбуров, кривильщиков, отбор керна, узнали много нового о бурении наклонных скважин, об осложнениях и ошибках при бурении, об устройстве буровой установке, ее технических возможностях и о технике безопасности при нахождении на буровой.

За время практики мы узнали много нового о геологическом строении пластов и их разрушении, о работе с пластом и добыче из него нефти, воочию увидели сколько задействовано человек и труда, чтобы добыть хоть каплю нефти.

7.Список использованной литературы

1. Станок-качалка, Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

2. Станок-качалка, Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

3. Aливердизаде K. C., Балансирные индивидуальные приводы глубиннонасосной установки, Баку-Л., 1951;

4. Tехнология и техника добычи нефти и газа, M., 1971.

Брусиловский А.И.

5. Теоретические основы фазовых превращений углеводородных смесей: Учебное пособие. 2010г. - 92 с.

Ермолаев А.И.

6. Модели формирования вариантов размещения скважин на залежах нефти и газа: Учебное пособие. 2010г. 80 с.

М.А.Мохов, В.А.Сахаров, Х.Х.Хабибулин под редакцией И.Т.Мищенко

7. Оборудование и технологии добычи нефти в осложненных условиях. Учебное пособие. 2010г.196 с.

8. Лурье М.В., Астрахан И.М., Кадет В.В.

9. Гидравлика и ее приложения в нефтегазовом производстве. Учебное пособие. 2010г. 332 с.

Митюшин А.И., Разбегина Е.Г.

10. Фрактально-статистический анализ процесса добычи углеводородов. Учебное пособие. 2010г., 112 с.

Алиев З.С., Мараков Д.А.

11. Разработка месторождений природных газов: Учебное пособие для вузов. 2011. - 340 с.

PAGE 4

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.вшм>
12430.		Выбор рациональных технических средств и технологий бурения разведочных скважин в Зирабулакской ГРЭ	4.68 MB
	В магистерской диссертации рассматривается комплекс вопросов, связанных с применением высокоскоростной технологии бурения разведочных скважин при поисках и разведке уранового месторождения Кизилкума.
1402.		Применение винтовых забойных двигателей для бурения наклонно-направленных скважин в СФ ЗАО «Сибирская сервисная компания»	301.96 KB
	В административном отношении Западно-Моисеевское месторождение расположено на территории Российской Федерации в Каргасокском районе Томской области. По географическому положению район расположен в северо-западной части Западно-Сибирской равнины.
13796.		Холодильная техника и технология продуктов питания	15.24 MB
	БОЛЬШАКОВ ХОЛОДИЛЬНАЯ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОДУКТОВ ПИТАНИЯ УЧЕБНИК Рекомендовано Учебнометодическим объединением по образованию в области товароведения и экспертизы товаров в качестве учебника для студентов высших учебных заведений обучающихся по специальности 351100 Товароведение и экспертиза товаров по областям применения и другим технологическим специальностям пищевого профиля по дисциплине Холодильная техника и технология Москва CDEM 2003 Рецензенты: др техн. ISBN 5769512296 В учебнике содержатся сведения о назначении и...
19857.		Буровая установка глубокого бурения на Заполярном месторождени	658.96 KB
	В комплект буровой установки входят: вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб оборудование для спуска и подъема инструмента оборудование для подачи и вращения инструмента насосы для прокачивания промывочной жидкости силовой привод механизмы для приготовления и очитки промывочной жидкости механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций СПО контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. ОАО Уралмаш выпускает комплектные буровые установки и наборы бурового оборудования...
14684.		Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин	83.35 KB
	1 Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин Смысл газлифтного способа эксплуатации заключается в обеспечении фонтанирования скважины путем подачи к низу колонны НКТ необходимого количества сжатого газа. При компрессорном газлифте в отличие от фонтанного способа эксплуатации необходимо не только иметь источник сжатого газа но и систему коммуникаций для транспортировки его к устью скважины специальное оборудование устья и самой скважины для подачи газа. Кроме того необходимо отделение газа от добытой газожидкостной смеси для его...
14683.		Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом	312.15 KB
	Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом.1 Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья разобщения межтрубного пространства направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования расхода дебита жидкости или газа фонтанной скважины с помощью...
19163.		Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине	263.98 KB
	Обоснование рецептур буровых растворов выбор материалов и химических реагентов для приготовления и обработки жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине...
7801.		Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин для принятия решений по управлению	48.14 KB
	Поскольку нефть добывается в ЦДНГ то мероприятия в первую очередь касаются работы с добывающими скважинами. Оптимизация работы добывающих скважин при снижении забойного давления т. изменение варианта компоновки скважинного оборудования с целью обеспечения большего дебита.
11975.		Способ определения устойчивости наклонных и горизонтальных скважин при их бурении и эксплуатации (в том числе и на депрессии)	141.9 KB
	Способ направлен на решение важнейшей проблемы возникающей при разработке месторождений нефти и газа – выбор параметров бурения и эксплуатации обеспечивающих устойчивость стволов наклонных и горизонтальных скважин. Особенно остро этот вопрос встал в последнее время когда технология бурения наклонных и горизонтальных скважин стала основным инструментом разработки нефтяных и газовых месторождений. На первый план вышли вопросы устойчивости стволов наклонных скважин при бурении вопросы определения допустимых депрессий при эксплуатации...
21446.		Технические средства и технологические параметры по бурению скважин на участке Хрустальный месторождения Дукат	3.68 MB
	В проекте приведены геологические характеристики территории, произведён расчёт технологических параметров бурения, подобрана буровая установка по условиям бурения и основное технологическое оборудование. Произведен финансовый расчёт сметной стоимости проектируемых работ. Рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды и безопасности жизнедеятельности. Специальная часть проекта посвящена обоснованию и выбору оптимальных импрегнированных коронок.