За многолетнюю историю нефтепоисковых работ на территории Татарстана пробурено 7 млн. м глубоких, разведочных и 6,8 млн. м мелких структурно-картировочных скважин. Отработано более 80 тыс. км сейсмопрофилей, из которых более 40 тыс. км — прогрессивным методом общей глубинной точки (МОГТ).
Выполнен большой объем работ «легкими» методами полевой геофизики (гравии — магнита — и электроразведки).
Проведенные работы позволили установить, что Татарстан является в наибольшей меребогатым районом Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, занимающей обширное пространство между Уралом и Волгой. Здесь доказана промышленная нефтегазоносность 26 и перспективность нефтегазоносность 6 стратиграфических горизонтов, открыто 90 нефтяных мест, объединяющих более 2800 залежей, выявлено около 150 месторождений природных битумов (ПБ).
Установлены основные закономерности размещения и формирования залежей нефти, изучены особенности геологического строения недр, оценены перспективы различных комплексов пород в отдельных районах республики, определены прогнозные и перспективные запасы нефти и битумов.
Все это позволило создать мощную сырьевую базу в республике и обеспечить высокие темпы развития нефтяной промышленности. Татарстан уже в 1953 г. опередил по уровню добычи нефти Самарскую область, сравнялся со старейшим нефтедобывающим районом — Азербайджаном, а в 1956 г. перешагнул уровень добычи Башкортостана и в 1957 г. вышел на первое место в стране, которое удерживал 17 лет. В 1970 г. в Татарстане был достигнут 100-миллионный уровень добычи нефти, который продержался в течение 7 лет. В 1977 г. добыт первый, а в 1981 г. и второй миллиард тонн нефти.
История нефтепоисковых работ на территории Татарстана насчитывает около 200 лет. Но из них в наибольшей мереважное, определяющее значение — имели три события: открытие первой промышленной нефти в карбонатных отложениях среднего карбона в районе Шугурово (1943 г.), открытие девонских залежей на Бавлинском (1946 г.), а затем и Ромашкинском (1948 г.) месторождениях. Понадобилось более 30 лет геологических исследований, чтобы установить тот факт что, открыв Шугуровское месторождение в 1943 г., нефтеразведчики тем самым выявили Ромашкинское месторождение. Залежи нефти в нижнем и среднем карбоне тянутся от Шугурово в северном направлении, составляя единое целое с залежами верхних горизонтов Ромашкинского месторождения. Поэтому в 1973 г. Шугуровское месторождение было включено в состав Ромашкинского. Так в 1943 г. было открыто уникальное Ромашкинское месторождение, которое по международной классификации относится к супергигантам и входит в первую десятку крупнейших месторождений мира.
География мирохозяйственных связей нефти и газа
... большие изменения. До Второй мировой войны 4/5 добычи нефти приходилось на Северную и Южную Америку. Но уже после войны с открытием крупных месторождений нефти на Ближнем и Среднем Востоке, а также ...
Открытие Ромашкинского месторождения явилось подлинным триумфом геологической науки, продолжившей традиции прогрессивных ученых России и Казанского университета о связи поверхностных нефтепроявлений с залежами нефти на глубине.
На окраине села Тимяшево, у скважины №3 высится памятник этому значительному событию. От этой скважины пошла большая татарская нефть. Она уже дала более 400 тыс. нефти и работает до сих пор с девонского пласта.
Применение внутриконтурного заводнения существенно уменьшило объемы буровых работ, сократило затраты на освоение месторождения, обеспечило интенсивную разработку месторождения и позволило достичь высоких технико-экономических показателей разработки.
Себестоимость тонны нефти на Ромашкинском месторождении ниже, производительность труда выше, чем в среднем по отрасли. От освоения месторождения получена значительная прибыль — около 6 руб. на каждый вложенный рубль (по ценам 1989г.).
1. Подготовительные работы к строительству буровой
Цикл строительства скважины
В цикл строительства скважины входят:
- подготовительные работы;
- монтаж вышки и оборудования;
- подготовка к бурению;
- процесс бурения;
- крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж.
подготовительных работ
- место для буровой
- прокладывают подъездную дорогу
- подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи.
Если рельеф местности неровный, то планируют площадку. Выбор площадки для буровой установки производится с учетом геологических особенностей района. Их соответствия со схемой разбуривания месторождения. До начала монтажа Буровой установки к месту будущей буровой должны быть проведены дороги, газопровод, нефтяная линия, телефонная радиосвязь, временная котельная, затем возводится фундамент под основание буровой установки.
Буровая установка — это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.
рис. Буровая установка в готовом установленном виде.
2. Строительно-монтажные работы
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.В общем случае (рисунок 1) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним — лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий).
Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, реагентов и воды.Рисунок 1 — Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой
Дипломная работа поглощение бурового раствора
... работы: 1. Анализ геолого-технических условий Юрубчено-Тахомского месторождения на примере поисковой скважины №1 Камовской площади. 2. Анализ физико-механических свойств карбонатных горных пород. 3. Анализ причин поглощения бурового раствора. ... некоторые геофизические исследования, затратам времени на ремонтные работы [2]. Большой вклад в разработку составов буровых растворов и технологий борьбы с ...
Буровая установка — это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.
Буровая установка любого класса, принципиальная схеме которой приведена на рисунке 2, состоит из следующего оборудования: 1-приемный мост; 2-вышка; 3-лебедка; 4-основание вышечно-лебедочного блока; 5-силовой агрегат; 6-основание насосно-силового блока; 7-насос; 8-основание дизель-генераторного блока; 9-циркуляционная система.
Рисунок 2 — Буровая установка
Решающими факторами, определяющими схему расположения наземных сооружений и образования, являются, во-первых, цели, условия и глубина бурения и, во-вторых, геологическое местоположение скважины.
При этом в любом случае буровое оборудование должно быть расположено и смонтировано с учетом особенностей выбранной буровой установки, климатических условий и рельефа местности, достижения наибольшей компактности в расположении оборудования, безопасности в работе и удобства в обслуживании, сокращения времени и максимального удешевления строительно-монтажных работ, охраны окружающей среды.
Для каждого нефтяного района в зависимости от конкретных условий разрабатывается в наибольшей мерерациональная схема расположения оборудования, технология монтажа, демонтажа и транспортировки оборудования с точки на точку. Нельзя расположить оборудование для всех скважин одинаково, способ транспортировки с точки на точку и организацию монтажных и демонтажных работ, так как то, что экономически выгодно и возможно в одном районе, может оказаться нерентабельным и просто не возможным в другом.
Различают следующие методы монтажа буровых установок:
- Поагрегатный;
- Мелкоблочный;
- Крупноблочный.
поагрегатном методе
мелкоблочном методе
крупноблочном методе
Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.
После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.
Подготовка к бурению
Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов. Затем бурится шурф, для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.
Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.
«Бурение нефтяных и газовых скважин» :«Бурение наклонно-направленных ...
... продуктивный пласт. Как правило, этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а также вскрытия глубоко залегающих ... зенитных углов ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования, и на проектной глубине. Конфигурация направленной скважины выбирается с учетом: -назначения скважины; -геологических и ...
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения
На месторождении применяется кустовое бурение. Кустовым бурением называется такой способ, при котором устье скважин группируются на общей площади, а забой находится в точках, соответствующих геологической сетке разработки. Одно из главных преимуществ кустового бурения — значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, и сокращение за счет этого покров сельскохозяйственных угодий. Кроме того, кустовое бурение скважин дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередач и связи, улучшить руководство буровыми работами и обслуживания эксплуатационных скважин.
До начала бурения первой скважины составляется план куста, в котором отражается расположение устьев скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, прокатные азимуты и отклонения забоев скважин. При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения буровой установки располагалось минимально взаимное качество проектных забоев скважин.
Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки.
Расстояние между устьями двух соседних скважин выбирается, прежде всего, исходя из необходимости установки агрегатов для ремонта скважин, а также размещение станков качалок.
3. Долота. Типы и размеры долот применяемых в данном УБР
Выбор породоразрушающих инструментов
По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре группы:
- Со стальным вооружением;
- С твердосплавным вооружением;
- С алмазным вооружением;
- С алмазно-твердосплавным вооружением.
Рис. Трехшарошечное долото
3.1 Шарошечные долота
Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением. Конструкция трехшарошечного долота приведена на рисунке 4.
Рисунок 4 — Конструкция трехшарошечного долота
Три лапы 3 сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой 5, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников 6 устанавливается шарошка 4 с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями 7, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.
Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки (рисунок 5).
На лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения — приливы 2 с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок (сечение А — А).
Рисунок 5 — Схема шарошечных долот с центральной (а) и боковой (гидромониторной) (б) промывкой
При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. При этом при высокой скорости углубления забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0.5 — 1.5 МПа).
Освоение скважин после бурения
... приготовления и закачки двухфазной пенной системы при освоении скважины представлена на рисунке 2. Технологический процесс освоения скважин с применением СГПС обеспечивает вызов притока из ... до атмосферного, путем выпуска накопившегося газа открытием задвижки. Процесс освоения скважины До начала освоения скважины необходимо испытать воздухопровод на герметичность на максимально ожидаемое давление ...
Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку в наибольшей мерезашламованной периферийной части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой достигает 5 — 15).
Для бурения скважин в абразивных породах различной твердости с целью повышения долговечности вооружения шарошки оснащают вставными твердосплавными зубками (штырями).
Такие долота часто называют штыревыми (рисунок 6).
Вставные зубки закрепляются в теле шарошки методом прессования. Для бурения в малоабразивных породах, в теле стальной шарошки фрезеруются призматические зубья, поверхность которых упрочняется термохимической обработкой.
Рисунок 6 — Шарошечные долота
По ГОСТу 20692 «Долота шарошечные» предусматривается выпуск долот диаметром 76 — 508 мм трех разновидностей: одно- двух- и трехшарошечных.
В процессе бурения скважины в зависимости от твердости горных пород использовались долота:
1.0-30м — 393,7-ГВ R175, допускается замена на долото (295,3МСЗ-ГНУ-R37)
2.30-320м — 295,3ТЗ-ЦГН R15H
3.320-340м — 215,9 СЗ-ГАУ-R296А
4.340-400 — 215,9 СЗ-ГАУ-R296А
5.400-930 — 215,9 СЗ-ГАУ-R296А
6.930-1040 — 215,9 СЗ-ГАУ-R296А
7.1040-1963 — 215,9 СЗ-ГАУ-R296А
4. Бурильный инструмент
4.1 Бурильная колонна
4.2 Ведущие бурильные трубы
4.3 Стальные бурильные трубы
4.4 Легкосплавные бурильные трубы
4.5 Утяжеленные бурильные трубы
Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.В настоящее время в наибольшей мерешироко используются следующие типы УБТ:горячекатаные (УБТ)сбалансированные (УБТС),УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию Горячекатаные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спускоподъемных работах.Горячекатаные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
Основные параметры УБТ , в наибольшей мерераспространенные в Западной Сибири:
- номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;
- номинальный диаметр промывочного канала 74, 90, 100 мм;
- длина труб, соответственно 8.0, 12.0, 12.0 м.
Сбалансированные УБТ (Рисунок 15) используют преимущественно при роторном способе бурения.
Рисунок 15 — Сбалансированные УБТ
5. Забойные двигатели
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые — винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.
Забойные двигатели
... ремонте скважин. Винтовые забойные двигатели так же имеют в своем составе [3]: Шарошечные долота Безопорные долота Бурильные головки (обеспечивают требуемый зазор мажду корпусом двигателя и стенками ... мм. Они имеют различные конструкции механизмов искривления корпуса и шпинделей; Рисунок 1 - Общий вид винтового забойного двигателя: 1 – осевой подшипник; 2 – твердосплавная радиальная опора; ...
5.1 Винтовой забойный двигатель
Рабочим органом винтового забойного двигателя является винтовая пара: статор и ротор (рисунок 17).
Рисунок 17 — Поперечное сечение рабочих органов винтового двигателя
1 — статор; 2 — ротор
Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.
Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично.
Кинематическое отношение винтовой пары 9:10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при всём этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления, и осуществляется рабочий процесс двигателя.
Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резинометаллическими опорами. К валу шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.
Когда двигатель работает с максимальным вращающим моментом, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью — экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.
Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.
В ходе строительства скважины был применен вращательный способ с использованием ВЗД и ротора.
ТУРБОБУРЫ
Характеристика турбины
1. Ю.В. Вадецкий «Бурение нефтяных и газовых скважин». Учебник для нач. проф. Образования. — М.: Издательский центр «Академия», 2005. — 352 с.2. П.В. Куцын «Вышкомонтажник». Учебное пособие для рабочих. М., «Недра», 2005. — 333 с.3. Н.Г. Середа, Е.М. Соловьев «» Бурение нефтяных и газовых скважин». М., «Недра», 2004. — 456 с. 4. А.И.Булатов, С.В. Долгов «Спутник буровика». М., «Недра», 2006. 5. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов «Основы нефтегазового дела». Издательский центр «Недра», 2005. — 452 с.6. В.Ф. Абубакиров, В.Л.Архангельский, Ю.Г. Буримов, А.Н. Гноевых «Оборудование буровое, противовыбросовое и устьевое». Москва 2007.
