ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 24.04.2024
Просмотров: 20
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
После того, как был достигнут необходимый уровень устанавливают эксплуатационную колонну. Она предназначена для добычи нефти и газа, а также для подачи воды с целью создания необходимого давления. Конструктивно она отличается от обычных колонн наличием в боковых стенках отверстий, а также в цементном слое. Кроме того, в ней применяется специальная дополнительная оснастка: пакеры, центратор, обратный клапан, обсадные кольца и т. д.
Технические особенности проходки
При бурении в скважину необходимо опускать колонны, для закрепления горных пород, окружающих ствол. Делают это последовательно отдельными секциями. При сложных бурениях осуществляют многоколонные выработки. Это существенно усложняет техпроцесс и следствием этого является существенный износ обсадных труб и буровых. Чтобы снизить влияние фактора износа применяют защитные кольца, выполненные в виде металлического каркаса с двумя резиновыми оболочками, закреплёнными на стальные штыри. Их устанавливают над ротором буровой при выполнении операций спуска или подъёма.
Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород.
Виды нефтяных скважин
Тип скважины зависит, в первую очередь, от тех условий, в которых находится пласт. Поэтому для того, чтобы разработать месторождение нефти, необходимо определиться с типом выработки. Они отличаются между собой тем, как отклоняется угол ствола от вертикальной оси. Бывают вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные. Последние, к примеру, абсолютно горизонтального расположения не имеют, ведь пласты лежат по-разному. Поэтому пробурить прямую линию невозможно. Учитывая все это, можно сделать более емкое толкование: под горизонтальной нефтяной скважиной подразумевается конструкция, имеющая вид длинного ствола, который бурится под определенным углом. Этот наклон высчитывается исходя из того, куда направлен целевой пласт.
Многоствольные и многозабойные скважины имеют два ствола и более. Когда «рукав» находится над пластом, тогда выработка называется многоствольной. В данном случае подразумевается несколько точек, в которых работник может пробить пласт. Когда ответвления располагаются непосредственно в пласте, тогда скважина называется многозабойной, то есть при наличии единственной точки пробитий может быть много.
Скважины для добычи нефти бывают нескольких категорий:
добывающие — приспособлены для того, чтобы добывать нефть, газ иди газовый конденсат;
нагнетательные — требуются для закачки воды в пласты;
опорные скважины применяются для того, чтобы найти, провести разведку и добыть нефть. С их помощью идет исследование состава пластов, возраста породы;
параметрические скважины. Они позволяют рассчитать перспективность района относительно добычи нефти;
структурные возводят с целью определения перспективных площадей;
поисковые — ищут места залежей нефти;
разведочные — дают возможность исследовать параметры пластов, их структуру, провести оценку количества залежей, раздобыть необходимую информацию, которая пригодится в ходе составления проекта будущей скважины;
наблюдательные — контролируют процесс разработки;
дублирующие — вступают в эксплуатацию в результате непредвиденных ситуаций, аварий или когда основной скважине требуется ремонт;
специальные — нужны для того, чтобы сбрасывать воды, ликвидировать фонтаны.
Что такое скважина в нефтяной промышленности?
Помимо скважины, есть еще такие горные выработки, как колодец и шахта. В чем их отличие от рассматриваемого нами определения? На само деле, все довольно просто. В шахту или колодец человек может попасть, а в скважину – нет. Таким образом, дополнительное определение этого сооружения таково – горная выработка, схема и форма которой исключает доступ в неё человека.
Всем известно, что скважины делают при помощи бурения. Однако сказать, что их просто бурят было бы неверно. Эти капитальные сооружения, сложные в своем строении, под землей скорее строят, в связи с чем они относятся к основным средствам организации, а затраты на их бурение и обустройство являются капитальными вложениями.
Турбинные и турбинно-винтовые забойные двигатели
Отличительной особенностью забойных двигателей турбинного типа заключается в том, что их конструкция включает в себя турбины.
Такие двигатели могут быть выполнены в нескольких вариантах:
цельнолитые металлические;
составные металлические с точным литьем;
составные пластмассовые, представляют комплект ступицы из металла и проточной части из пластмассы.
Современные технологии позволяют разрабатывать и внедрять в производство новые модели турбинных забойных двигателей.
Для выполнения процесса бурения скважин на большой глубине, используются турбовинтовые забойные двигатели. При помощи использования оборудования данного типа можно выполнять бурение скважин в двух направлениях: вертикальном и наклонном.
Кроме этого, турбинно-винтовые двигатели успешно используются и в качестве забойного привода или двигателя-отклонителя.
Основные сведения
Россия располагает сегодня приблизительно 13% разведанных в мире нефтяных месторождений. Основным источником пополнения государственного бюджета нашей страны являются отчисления от результатов деятельности нефтегазодобывающей отрасли.
Нефтеносные слои находятся, как правило, глубоко в недрах земли. Скопление нефтяных масс в месторождениях происходит в горных породах пористой структуры, находящихся в окружении более плотных слоёв. Образцом природного резервуара служит пласт песчаника куполообразной формы, со всех сторон заблокированного слоями плотной глины.
Далеко не каждое разведанное месторождение становится объектом промышленной разработки и добычи. Решения по каждому принимаются только по итогам тщательного экономического обоснования.
Главный показатель месторождения – коэффициент нефтеотдачи, отношение объёма нефти под землей, к объёму, который можно получить для переработки. Пригодным для разработки является месторождение с прогнозируемым коэффициент нефтеотдачи от 30% и выше. По мере совершенствования технологий добычи в месторождении данный показатель доводится до 45% и выше.
В подземном хранилище всегда одновременно присутствуют сырая нефть, природный газ и вода под огромным давлением пластов земной коры. Параметр давления оказывает решающее влияние на выбор способа и технологии добычи.
Рабочая пара
«Рабочая пара» гидравлического винтового забойного двигателя (сокращенно: ГЗД или ВЗД) – это одно из названий двигательной секции ВЗД. Можно даже с уверенностью сказать, что это самое популярное «народное» название двигательной секции среди отечественных нефтяников. Рабочая пара (она же двигательная секция, силовая секция, секция рабочих органов, «power section», турбинная секция, винтовая пара) – это основной узел двигателя, где гидравлическая энергия потока рабочей жидкости передается в механическую, генерируя крутящий момент.
Основных элементов двигательной секции (рабочей пары) два, т. е. пара: статор и ротор. Обкладка статора – эластомер (специальная резина устойчивая к абразивному воздействию и работоспособная в среде бурового раствора) определенного винтового профиля. Ротор (изготавливается из легированной стали с износоустойчивым покрытием) – ответная часть статора аналогичного профиля с числом зубьев меньшим на один, чем у статора. Профиль рабочей пары – это то, что задает энергетические характеристики ВЗД.
Пара ротор-статор изготавливается с определенным натягом зубчатого зацепления ротор-статор. Значение натяга зависит от диаметральных и осевых размеров рабочей пары, свойств рабочей жидкости (бурового и промывочного растворов), забойной температуры, свойств эластомера статора и оказывает существенное влияние на энергетические и ресурсные характеристики двигателя.
Рабочая пара – это сердце ВЗД, задающее основные энергетические параметры забойного двигателя, а также его ресурс и межремонтный период (МРП).
К основным энергетическим характеристикам рабочей пары относятся: обороты, момент и мощность.Теоретические энергетические характеристики задаются с помощью геометрии профиля секции: диаметр секции, координаты винтового профиля, длина активной части (часть статора, где непосредственно создается крутящий момент – винтовая часть ротора и статора), число шагов винтового зуба статора, количество зубьев пары ротор-статор.Фактические энергетические характеристики рабочей пары (реальные характеристики двигательной секции после её изготовления) могут отличаться от теоретических в несколько раз. Это связано с погрешностью изготовления основных элементов пары: ротор-статор. Ротор рабочей пары, а также пресс-форма статора – сложное изделие, чистота и точность изготовления которого, оказывают существенное влияние на рабочие характеристики двигателя.
Для рабочих пар малогабаритных двигателей, применяемых при капитальном ремонте скважин (наружный диаметр статора 43-127 мм и длина активной части до 2000мм), МРП, как правило, составляет от 30 до 100 часов наработки (общий ресурс 300 мото-часов).
Рабочие пары, которые используются в бурении (габарит 106 – 240мм, длина активной части статора от 3000 мм и выше) отличаются большей ресурсностью – МРП таких ВЗД и двигательных секций уже составляет минимум 200 мото-часов, а общий ресурс доходит до 600 и более часов наработки. Это достигается за счет увеличения длины активной части статора, применения более износоустойчивых материалов и деталей двигателя (более качественные материалы эластомера и ротора, применение твердосплавных радиальных опор и осевых подшипников повышенной грузоподъемности).
Но, даже идеально изготовлена рабочая пара (с полученными идеальными энергетическими характеристиками) не гарантирует стопроцентный результат при проведении бурильных работ — всё может быть перечеркнуто неправильными условиями эксплуатации. Есть ряд определенных факторов, которые отрицательно влияют, как на рабочие характеристики винтовой пары, так и на весь забойный двигатель в целом.
К факторам, негативно влияющим на ресурс рабочей пары (двигательной секции), относятся:
низкая степень очистки рабочей жидкости;
химический состав рабочей жидкости, не соответствующий применяемому виду эластомера (высокое содержание нефти, соли, хлорид-ионов, применение азотосодержащих и кислотосодержащих растворов);
не соответствие температуры на забое типу эластомера статора рабочей пары (двигательной секции);
запуск при минусовой температуре без предварительного прогрева двигательной секции;
превышение рабочих режимов бурения (постоянная работа на максимальных режимах и превышение их);
применение рабочей пары с фактическим натягом зацепления ротор-статор несоответствующим внутрискважинной температуре.
История
Первое в мире бурение скважины для целей нефтедобычи проведено в 1846 году по предложению члена Главного управления Закавказским краем Василия Николаевича Семенова (1801—1863) на основе идей Николая Воскобойникова (1801—1860) в посёлке Биби-Эйбат близ Баку, входившем тогда в Российскую империю. Глубина скважины составила 21 м. Работа была осуществлена под руководством директора Бакинских нефтяных промыслов, Корпуса горных инженеров — майора Алексеева, скважина была разведочной. В 1864 году первая в России эксплуатационная скважина была пробурена на Кубани, в селе Киевском, в долине реки Кудако.
Первую американскую нефть из буровой скважины глубиной 15 м получил инженер Уильямс в 1857 году в Эннискиллен.
Однако чаще всего считают, что первую нефть из промышленной скважины получил американец Эдвин Дрейк 27 августа 1859 года.
В Баку в 1930 году был разработан (см. Мир-Бабаев М. Ф., 2007 г.) и в 1934 году на Грозненских нефтепромыслах успешно применен метод наклонно-направленного бурения, при котором скважины делаются не вертикальными, а наклонными (с отклонением ствола скважины от вертикали и изменением зенитного угла и азимута бурения). При этом буровая вышка может находиться на значительном расстоянии от месторождения. С помощью наклонных скважин, заложенных на окраине Баку, добывали нефть из-под городских кварталов. В 1930 году на всех бакинских нефтяных промыслах применялся электрокаротаж и приборы для измерения кривизны бурения. На Баилове (район Баку) в 1941 году впервые в мире бурится наклонная скважина на глубину 2000 м турбинным способом (бурение было осуществлено бригадой мастера Ага Нейматулла). Также 1941 году, начато бурение самой глубокой скважины в СССР (3200—3400 м) на месторождении Говсаны (Азербайджан). Наклонное бурение позволяет использовать стационарную буровую на берегу для добычи нефти на шельфе. Именно так работает часть скважин в Норвегии на берегу Северного моря.
