очень хорошая. 1. Современное состояние нефтяной и газовой промышленности России

• Название: 1. Современное состояние нефтяной и газовой промышленности России
• Дата: 10.11.2022
• Размер: 3.5 Mb.
• Имя файла: очень хорошая.docx
• Тип: Документы; #780474
• страница: 1 из 4

1. Современное состояние нефтяной и газовой промышленности России.

В 2011 году в России:

• 
  добыто нефти и газового конденсата – 512 млн. т;
  
• 
  добыто газа – 670 млрд. куб. м;
  
• 
  пробурено – 18 млн. метров.
  

После распада СССР падение добычи нефти в России продолжилось. В 1992 г. она составила 399 млн. т, в 1993 г. - 354 млн. т, в 1994 г. - 317 млн. т, в 1995 г. - 307 млн. т.

Продолжение падения добычи нефти связано с тем, что не устранено влияние ряда объективных и субъективных негативных факторов.

• 
  ухудшилась сырьевая база отрасли.
  
• 
  уменьшился прирост запасов нефти за счет вновь открытых месторождений. Из-за резкого снижения финансирования геолого-разведочные организации сократили объем геофизических работ и поисково-разведочного бурения. Это привело к снижению числа вновь открытых месторождений.
  
• 
  велика обводненность добываемой нефти. Это означает, что при тех же издержках и объемах добычи пластовой жидкости самой нефти добывается все меньше.
  
• 
  сказываются издержки перестройки. В результате ломки старого хозяйственного механизма жесткое централизованное управление отраслью было ликвидировано» а новое - еще только создается. Возникший дисбаланс цен на нефть, с одной стороны, и на оборудование и материалы, с другой, затруднил техническое оснащение промыслов, ведь это необходимо именно сейчас, когда большинство оборудования отработало свой срок, а многие месторождения требуют перехода с фонтанного способа добычи нанасосный.
  

Наконец, сказываются многочисленные просчеты, допущенные в прошлые годы. Так, в 70-е годы считалось, что запасы нефти в нашей стране неисчерпаемы. В соответствии с этим ставка делалась на

покупку готовых промышленных товаров за рубежом на валюту, получаемую от продажи нефти.

Газ.Россия - одна из немногих стран мира, полностью удовлетворяющая свои потребности в газе за счет собственных ресурсов. По состоянию на 1.01.98 г. ее разведанные запасы природного газа составляют 48,1 трлн. м:<, т.е. около 33 % мировых.

В настоящее время в стране имеется 7 газодобывающих регионов: Северный, Северо-Кавказский, Поволжский, Уральский, Западно-Сибирский и Дальневосточный. Распределение запасов газа между ними таково: Европейская часть страны -10,8 %, Западно-Сибирский регион - 84,4 %, Восточно-Сибирский и Дальневосточный регионы - 4,8 %.

Добыча газа в России в последние годы сокращалась: в 1991 г.

- 643 млрд. м\ в 1992 г. - 641 млрд. м3, в 1993 г. - 617 млрд. м3, в 1994 г.

- 607 млрд. м'1, в 1995 г. - 595 млрд. M:J. В 1999 г. добыча газа составила около 590 млрд. мч. Уменьшение газодобычи вызвано снижением спроса на газ, обусловленного в свою очередь снижением промышленного производства и падением платежеспособности потребителей.

2. Понятие о скважине, ее конструкция и основные элементы.

Скважина – инженерное горнотехническое сооружение, представляющее собой направленную цилиндрическую горную выработку, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра и которая предназначена для обеспечения канала связи с земными недрами.

Схема скважины: 1 – устье; 2- стенка (ствол); 3 – ось; 4 – забой.


Основные понятия скважины:

• 
  устье скважины - место на поверхности земли, с которого началось бурение скважины;
  
• 
  ось скважины– воображаемая линия, проходящая через условные центры поперечных сечений скважины;
  
• 
  стенка скважины – боковая поверхность скважины;
  
• 
  забой – поверхность дна скважины, по которой происходит разрушение горной породы буровым инструментом в процессе углубления скважины;
  
• 
  ствол скважины – пространство в массиве горных пород, ограниченное контурами скважины, т.е. ее устьем, стенкой и забоем. Имеет условно цилиндрическую форму;
  
• 
  глубина скважины – расстояние от устья до забоя, измеренное по вертикали;
  
• 
  длина ствола скважины – расстояние от устья до забоя, измеренное по оси скважины;
  
• 
  альфа-угол искривления скважины.
  

Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в горных породах и нескольких обсадных колонн (ОК), закрепленных в этих породах с помощью цемента.

Конструкция скважины характеризуется:

• 
  глубиной (протяженностью) скважины и интервалов под каждую ОК;
  
• 
  диаметром ствола скважины под каждую ОК;
  
• 
  количеством ОК, спускаемых в скважину, глубиной их спуска, их длиной, диаметром и интервалами их цементирования.
  

Конструкция нефтегазовых скважин:

• 
  направление;
  
• 
  кондуктор;
  
• 
  промежуточная колонна;
  
• 
  эксплуатационная колонна;
  
• 
  зацементированное затрубное пространство.
  

Дополнительно (можно, наверное, не писать, но пусть будет):

Классификация нефтегазовых скважин:

- по назначению:

• 
  опорные скважины – для изучения геологического строения и условий залегания горных пород;
  
• 
  параметрические скважины – для более детального изучения геологического строения разреза месторождения, для уточнения стратиграфического разреза;
  
• 
  структурные скважины – для тщательного изучения структур и подготовки проекта поисково-разведочного бурения;
  
• 
  поисковые скважины – для поиска новых залежей на открытых ранее месторождениях и для открытия новых месторождений;
  
• 
  разведочные скважины – для оконтуривания месторождений с установленной промышленной нефтегазоносностью, сбора данных для проектирования разработки месторождения, исследования разреза и нефтегазоносности;
  
• 
  эксплуатационные скважины – для добычи и организации эффективной разработки разведанного месторождения:
  

- оценочные скважины – для уточнения режима работы пласта, схемы разработки месторождения и др;

- нагнетательные скважины – для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха;

- наблюдательные скважины – для систематического контроля за режимом разработки месторождения.

• 
  специальные скважины – для взрывных работ, сброса промысловых вод, добычи воды, подземных газохранилищ, ликвидации нефтегазовых фонтанов и др;
  

- по форме оси:

• 
  вертикальная – скважина, отклонение оси которой от вертикали, проходящей через ее устье, находится в допустимых пределах;
  
• 
  наклонно-направленная – скважина, которая целенаправленно бурится по заданной траектории с отклонением забоя от вертикали, проходящей через устье скважины;
  
• 
  горизонтальная – наклонно – направленная скважина, конечный интервал которой проходит по простиранию горизонтального пласта или с незначительным отклонением от горизонтали.
  

3. Способы бурения нефтяных и газовых скважин. Буровые установки.

Способы бурения нефтяных и газовых скважин:

• 
  Механическое бурение (вращательное, ударное) – буровой инструмент (долото) непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее.
  
• 
  Немеханическое бурение (гидравлическое) – разрушение породы происходит без непосредственного контакта с буровым инструментом.
  

Классификация механических способов:

• 
  Вращательное бурение;
  
• 
  Ударное бурение.
  

Классификация механических вращательных способов:

• 
  Роторное бурение;
  
• 
  Бурение забойными двигателями.
  

Классификация забойных двигателей:

• 
  Гидравлические забойные двигатели (ГЗД);
  
• 
  Электрические забойные двигатели (электробуры).
  

Классификация гидравлических забойных двигателей (ГЗД):

• 
  Турбобуры;
  
• 
  Винтовые забойные двигатели.
  

Ударное бурение скважин:

В настоящее время ударный способ бурения не применяется при строительстве нефтяных и газовых скважин.

Вращательное бурение скважин:

Разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото осевой нагрузки (внедрение) и крутящего момента (скол). При вращательных способах бурения углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойными двигателями – не вращающейся бурильной колонны.

Характерной особенностью вращательного бурения является одновременная промывка скважины.

При роторном бурении Ротор вращает бурильную колонну с укрепленным на ее конце долотом. При использовании ВСП бурильную колонну вращает силовой вертлюг. Бурильная колонна состоит из ведущих трубы и привинченных к ней с бурильных труб.

При бурении с гидравлическим забойным двигателем (ГЗД) гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося от бурового насоса по бурильной колонне, преобразуется в механическую энергию вращения вала ГЗД, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром электрическая энергия передается по кабелю, смонтированному внутри бурильной колонны, и преобразуется электродвигателем в механическую энергию вращения вала электробура, которая непосредственно передается долоту.

Буровая установка.

Буровая установка или буровая — комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин.

Основные узлы буровой установки: буровое основание, буровая вышка, спускоподъемный комплекс, вращатели, система циркуляции и очистки бурового раствора, энергетическое оборудование, устьевое оборудование скважины.




Назначение и функциональная схема буровой установки:

При механическом бурении буровая установка выполняет 3 основные функции:

• 
  Грузовую;
  
• 
  Приводную;
  
• 
  Циркуляционную.
  

Классификация и общая характеристика буровых установок:

По конструктивному исполнению буровые установки классифицируют на:

• 
  Стационарные и мобильные;
  
• 
  Морские;
  
• 
  Для бурения с использованием гибких труб (колтюбинговые).
  

Дополнительно (можно, наверное, не писать, но пусть будет):

Привод буровых установок:

Приводом называют двигатели, передачи (трансмиссии) и системы управления, передающие энергию исполнительным органам буровой установки.

Двигатели преобразуют тепловую, электрическую или гидравлическую энергию в механическую.

По назначению приводы подразделяют на:

• 
  Основной;
  
• 
  Вспомогательный.
  

Основным является привод основных органов (лебедка, ротор, буровые насосы).

Вспомогательный привод предназначен для привода механизмов выполняющих вспомогательные функции (механизмы циркуляционной системы, средства механизации СПО, погрузочно-разгрузочных работ и др.). Число таких механизмов и устройств в современной буровой установке достигает 30 единиц.

- По конструкции приводы классифицируются в зависимости от типа используемых двигателей, способа распределения энергии, числа двигателей, а также конструкции силовой передачи (трансмиссии).

- В зависимости от типа двигателей, различают приводы:

• 
  Дизельный, электрический, газотурбинный (для привода основных механизмов);
  
• 
  Электрический, пневматический, гидравлический (для привода вспомогательных механизмов).
  

Верхний силовой привод:

Выполняет функции ротора, вертлюга, крюка, противовыбросовой фонтанной арматуры и частично свинчивания труб.

ВСП должны оснащаться БУ для бурения скважин:

• 
  С глубиной более 4500 м;
  
• 
  С ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6% (объемных);
  
• 
  Наклонно направленных с радиусом кривизны менее 30 м;
  
• 
  Горизонтальных с глубиной по вертикали более 3000 м. и горизонтальным положением ствола более 300 м.
  

Буровые насосы:

Буровой насос служит для подачи промывочной жидкости в скважину, а также для подведения гидравлической мощности к работающему в скважине турбобуру, к винтовому забойному двигателю и к долоту гидромониторного типа.

Буровой насос состоит из двух частей – механической и гидравлической, смонтированных на единой станине.

Механическая часть предназначена для преобразования вращательного движения приводного (трансмиссионного) вала в возвратно-поступательное движение, которое передается на гидравлическую часть.

Гидравлическая часть предназначена для всасывания приготовленного бурового раствора из емкостей и нагнетания его в скважину.

4.Трехшарошечные долота. Типы, конструктивные особенности, назначение.

Шарошечные долота относятся к породоразрушающим инструментам дробяще-скалывающего действия. При бурении скважин в основном применяются трехшарошечные долота.

Трехшарошечное долото состоит из секций, сваренных между собой. Верхняя часть сваренных между собой секций образует корпус. На верхнем конце корпуса нарезается присоединительная резьба. Число секций равно числу шарошек.

Конструктивные особенности.

Трехшарошечные долота состоят из 3-х функциональных систем:

1. Система вооружения долота – совокупность всех зубцов на всех шарошках.

2. Система опоры долота – совокупность подшипников всех шарошек.

3. Система промывки долота – совокупность всех промывочных узлов долота.

По расположению шарошек относительно друг друга следует различать два вида долот:

- долота с самоочищающимися шарошками, у которых центральные венцы каждой из шарошек входят в межвенцовое пространство соседних шарошек;

- долота с несамоочищающимися шарошками, у которых контуры соседних шарошек не пересекаются.

Поскольку трехшарошечными долотами успешно разбуривают практически все порода – от самых мягких до особо крепких в соответствии с ГОСТ 20692-75 для обеспечения высоких показателей бурения в породах с различными физико-механическими свойствами применяется широкая гамма долот. Они выпускаются под шифрами М, М3, МС, МС3, С, С3, СТ, Т, Т3, ТК, ТК3, К, ОК. в нашей стране на долю шарошечных долот приходится свыше 90% объема глубокого бурения.

Трехшарошечные долота разрушают горную породу дроблением и скалыванием.

Типы опор:

- герметизированное – герметизированная автономная система смазки опор шарошек. Основные элементы системы смазки – компенсатор давления (лубрикатор) и уплотнение шарошки относительно цапфы. При спуске долота в скважину давление промывочной жидкости передается через диафрагму на смазку, находящуюся в полости, и далее в полость подшипников. Т.О. происходит выравнивание давления с внутренней и наружной сторон уплотнения. Постоянное давление, создается сила выравнивания давления, чтобы не разгерметизировать опору долота используется при низкооборотном режиме бурения. Для работы при повышенных частотах вращения долот такой системы недостаточно, так как подшипники перегреваются. Герметизация опор серийных долот осуществляется резинометаллическим уплотнениями (манжетами) и резиновыми кольцами круглого сечения.

Конструкция герметизированных опор:

• 
  опоры с элементами качения.
  
• 
  опоры с элементами скольжения.
  

- негерметизированное - открытые опоры, смазываются и охлаждаются буровым раствором, который свободно проникает во внутреннюю полость опоры. Долговечность опор весьма мала. При высокооборотных способах бурения она редко превышает 5-8 ч., а при низкооборотных – 20-30 ч.

Назначение.

Трехшарошечные долота позволяют наиболее полно использовать габариты скважины для размещения шарошек, вооруженных наибольшим числом рабочих и калибрующих зубьев, а также позволяют разместить во внутренней полости шарошек наиболее мощные опорные подшипники и обеспечить надежную устойчивость долота на забое при оптимальной осевой нагрузке.

5. Алмазные долота, оснащенные природными или синтетическими алмазами, конструктивные особенности, области применения

Алмазные долота предназначены для разрушения истиранием (микрорезанием) неабразивных пород средней твердости и твёрдых.

Алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной замковой резьбой и фасонной алмазонесущей головки (матрицы). Матрица разделена на секторы радиальными (или спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия.

Алмазонесущую матрицу изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики природных или синтетических алмазов. При однослойном размещении алмазов применяют алмазы в 0,05-0,4 карата (карат – единица измерения массы алмазов, 1 карат равен примерно 4,5 мм). Для бурения в твердых породах изготовляют долота с объемным размещением мелких (менее 0,02 карата) кристаллов алмаза в матрице (импрегнированные алмазные долота). После изготовления долота вылет алмазов над рабочей поверхностью матрицы составляет 0,1-0,25 их диаметра.

Диаметр алмазных долот на 2-3 мм меньше соответствующих диаметров шарошечных долот. Это вызвано созданием условий для перехода к бурению алмазными долотами после шарошечных, у которых, как правило, по мере износа уменьшается диаметр.

Отраслевым стандартом ОСТ 39.026 предусмотрено выпускать алмазные долота диаметрами от 91,4 до 292,9 мм.

Основными достоинствами алмазных долот являются хорошая центрируемость их на забое и формирование круглого забоя (в отличие от треугольной с округленными вершинами формы забоя при бурении шарошечными долотами).

Существенным недостатком алмазных долот является во-первых, крайне низкая механическая скорость бурения. Максимальная механическая скорость бурения, как правило, не превышает 3 м/ч. Для сравнения максимальная механическая скорость бурения шарошечными долотами составила около 120 м/ч. Во вторых, алмазные долота имеют узкую область применения (исключаются абразивные породы), и в третьих, предъявляются повышенные требования к предварительной подготовке ствола и забоя скважины.

6. Буровые долота, оснащенные алмазно-твердосплавными пластинками (долота PDC), конструктивные особенности, области применения

Режущий тип долота. Изобретено в 1984 г. В Америке, совершило техническую революцию в области бурения. Безопорное долото с твердосплавными алмазными пластинами работает сотни часов. Универсально для твердых и мягких горных пород. Ориентировочная стоимость 1 млн. руб.

Механическая скорости проходки долота – 5-10м/час.

Время износа 100-300 часов.

Долота, армированные поликристаллическими алмазными зубками PDC, обладают высокой износостойкостью и работоспособностью, что обеспечивает кратное увеличение проходки за долбление при высокой механической скорости бурения. Геометрия спиральных лопастей облегчает вынос шлама с забоя и стабилизирует долото на забое. Конструкция высоких лопастей снижает вероятность образования сальника и улучшает очистку забоя от выбуренной породы.

7. Параметры режима бурения и показатели работы долота. Критерии оптимизации режима бурения.

Режим бурения – это совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы, определяют интенсивность износа долота и которыми можно управлять в процессе работы долота на забое.

Факторы, определяющие режим бурения, называются параметрами режима бурения.

Основные параметры режима бурения:

• 
  Расход бурового раствора Q, м³/с (л/с);
  
• 
  Осевая нагрузка на долото G, кН (тс);
  
• 
  Частота вращения долота n, с^-1 (об/мин).
  
• 
  Плотность ρ, кг/м³ (г/см³) и другие свойства бурового раствора.
  

Показатели работы долота (показатели бурения скважины).

• 
  Проходка на долото, h (м);
  
• 
  Время механического бурения, t (ч);
  
• 
  Механическая скорость проходки, Vм = h / t (м/ч);
  
• 
  Рейсовая скорость бурения, Vр = h / t+tсп (м/ч);
  
• 
  Эксплуатационные затраты на 1 м проходки (стоимость 1 м проходки), руб/м.
  

где, tсп – время на спуско – подъемные операции.

Стоимость одного прохода: См = (Сд + Сч (t + tсп))/h, где Сд – стоимость долота, Сч – расходы, необходимые для углубления скважин, выражаются в величине стоимости 1 часа работы буровой установки по затратам, зависящим от времени.

• 
  Расход бурового раствора Q – обеспечивает полную и своевременную очистку забоя и скважины от шлама, а также работу ГЗД;
  

- условие очистки забоя: Q₁ – q_удF₃ (q_уд = 0, 57 – 0, 65 м/с)

- условие выноса шлама: Q₂ = VF_к (V = 0, 4 – 0, 6 м/с)

- условие работы ГЗД.

• 
  Осевая нагрузка на долото G – создает необходимое усилие для разрушения горной породы на забое.
  

G = gD (g = 1, 5 – 15 кН/см.)

• 
  Частота вращения долота n – оказывает влияние на скорость углубления забоя.
  

- низкооборотный режим n<150 об./мин.

- среднеоборотный режим n = от 150 до 450 об./мин.

- высокооборотный режим n = от 450 до 750 об./мин.

• 
  Проходка на долото (h) – количество метров, пробуренных данным долотом от начала разрушения породы на забое до момента окончания его работы по углублению скважины;
  
• 
  Проходка за рейс долота (h_р) – количество метров, пробуренных данным долотом от начала разрушения породы на забое до момента окончания его работы по углублению скважины и подъема долота на поверхность, с целью его повторного использования для бурения.
  

Обычно для шарошечных долот: h = h_р.

Для алмазных долот: h = сумме h_р.

• 
  Время механического бурения (tм) - количество часов работы долота при разрушении породы на забое.
  
• 
  Механическая скорость проходки – количество метров, пройденных данным долотом, за единицу времени механического бурения.
  

Механическая скорость проходки характеризует интенсивность разрушения породы на забое. Изменение текущей механической скорости связано с изнашиванием долота, чередованием пород по твердости, изменением режимных параметров в процессе отработки долота. Снижение механической скорости проходки свидетельствует о необходимости подъема долота.

• 
  Рейсовая скорость бурения – количество метров, пройденных данным долотом за единицу суммарного времени механического бурения, спуско-подъема долота и вспомогательных работ. Рейсовая скорость определяет темп углубления скважины. Долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости, обеспечивает наиболее быструю проходку ствола скважины.
  
• 
  Эксплуатационные затраты на 1 м. проходки (стоимость одного метра проходки) равняются сумме стоимости долота, а также всех расходов, необходимых для углубления скважины в данном интервале бурения, отнесенных к длине этого интервала.
  

1. Стоимость проходки.

2. Рейсовая скорость проходки.

3. Частота вращения.

Критерии: hmax, Vmmax, Vрmax, Смmax.