Курбанов Имам. Понятие о буровой скважине
 Скачать 115.03 Kb.
|
|
Министерство образования и науки РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский индустриальный университет» Высшая инженерная школа факультет НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА Кафедра нефтегазовое дело РЕФЕРАТ на тему: Понятие о буровой скважине Работу выполнил студент 1 курса очного отделения группы НДб-21-7 Курбанов Имам Проверил кандидат технических наук, доцент кафедры Хлус Андрей Александрович Тюмень 2022 Содержание Введение………………………………………………………………………….3 Глава 1. Буровая скважина и ее элементы……………………………………..4 Глава 2. Классификация буровых скважин…………………………………….5 2.1. Поисковый этап 2.2. Разведочный этап……………………………………6 2.3. Этап разработки месторождения…………………………………………..9 2.4. Этап строительства и эксплуатации подземного хранилища газа……...11 2.5. Скважина использования тепла Земли Заключение…………………….18 Глава 3. Понятие о буровой скважине………………………………………...22 Глава 4. Тампонажные материалы…………………………………………….28 Список использованных источников………………………………………….30 ВВЕДЕНИЕ Земная кора сложена главным образом изверженными и метаморфическими горными породами, на которых прерывистым покровом лежат осадочные породы. В строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только горные породы. Важными признаками строения осадочных горных пород, имеющими существенное значение при их разрушении, являются их текстура и структура. Под структурой горной породы понимаются те её особенности, которые обусловлены формой, размерами и характером поверхности образующих их материалов. Большинство осадочных пород сложено рыхлыми сцементированными минеральными обломками различных размеров, имеющие неправильные очертания. Основная структурная особенность осадочных пород, характеризующая их механические свойства, — структура цементов, связывающих отдельные обломки. Текстура указывает на особенности строения всей породы в целом и выявляет взаимное пространственное расположение минеральных частиц. Основные особенности текстуры осадочных пород — слоистость, сланцеватость (способность породы раскалываться по параллельным плоскостям на тонкие пластинки) и пористость (п. — это отношение объёма всех пустот к объёму всей породы, выраженное в процентах). По природе сил сцепления между частицами осадочные породы делятся на 3 группы: скальные, связные и сыпучие. Силы сцепления скальных пород (песчаников, известняков, мергелей и др.) характеризуются молекулярным притяжением частиц друг к другу, а также наличием сил трения. Силы сцепления пластичных пород (глинистых) характеризуются взаимодействием коллоидных частиц, адсорбирующихся на поверхности обломков, а также наличием сил трения. Сыпучие породы (песок) не обладают сцеплением ни в сухом состоянии, ни при полном насыщении водой. Только при ограниченном насыщении водой у сыпучих пород наблюдаются силы сцепления, обусловленные трением. Всем породам, присущи силы внутреннего трения, зависящие от давления, прижимающего частицы друг к другу. Глава 1. Буровая скважина и ее элементы Буровой скважиной называется цилиндрическая горная выработка в земной коре, характеризуемая относительно малым диаметром по сравнению с ее глубиной. Основные элементы буровой скважины представлены на рисунке 1 [1]. Устье скважины 1 — место пересечения буровой скважиной земной поверхности, дна акватории или элементов горной выработки при бурении в подземных условиях. Забой скважины 8 — дно буровой скважины, углубляющееся в процессе бурения; он может быть кольцевой 6 с керном 7 или сплошной 8. Стенки скважины 9 — боковая поверхность буровой скважины. Ствол скважины 2, 5 — пространство, ограниченное стенками скважины. В неустойчивых породах стенки скважины закрепляются обсадными колоннами, при этом ствол скважины сужается. Ось скважины 4 — геометрическое место точек центра забоя, перемещающегося при углубке скважины, т. е. воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины. Глубина скважины L — расстояние между устьем и забоем скважины по ее оси. Диаметр скважины — условный диаметр равный номинальному диаметру породоразрушающего инструмента. Фактический диаметр скважины, как правило больше номинального породоразрушающего инструмента за счет разработки скважины. Существует также понятие «конструкция скважины». Под конструкцией скважины подразумевают ее характеристику, определяющую изменение диаметра (D1, D2, D3) с глубиной, а также диаметры (d1н, d2н) и длины (L1, L2) обсадных колонн 3. Различают ствол скважины, не закрепленный трубами, 5 и ствол скважины, закрепленный трубами, 2. Последующий диаметр скважины уменьшается после каждого закрепления. Каждая обсадная колонна выступает над устьем скважины, но может опускаться и в потай. При необходимости пространство между стенками скважины и обсадными трубами заполняется цементным раствором. Глава 2. Классификация буровых скважин Наиболее часто в литературных источниках [1-3] встречаются следующие виды классификации скважин: 1) по глубине: — скважины малой глубины (менее 1000 м); — глубокие скважины (1000 — 5000 м); — сверхглубокие скважины (свыше 5000 м). 2) по диаметру: — скважины небольшого диаметра (25 — 100 мм); — скважины со средним диаметром (100 — 500 мм); — скважины большого диаметра (500 — 900 мм и более); 3) по степени отклонения от вертикальной оси: — вертикальные скважины; — наклонные скважины; — искривленные скважины; — горизонтальные скважины; 4) по количеству спускаемых в скважину эксплуатационных колонн: — однорядные; — многорядные (двух — семи рядные); 5) по характеру бурения: — бурение одиночных скважин; — кустовое бурение (количество стволов скважин от двух до 12 и более); 6) по назначению: — опорные — параметрические — поисковые — эксплуатационные — пьезометрические и др. Рассмотрим более подробную классификацию скважин на различных этапах поиска, разведки и разработки нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения. 2.1 Поисковый этап Классификация скважин, их назначение и характеристика, а также характерная конструкция, на поисковом этапе приведена в таблице 1 [2, 3]. 2.2 Разведочный этап. На этом этапе проводят детальную разведку месторождения и подготавливают его к эксплуатации. Разведочная скважина сооружается в целях оконтуривания, испытания и оценки промышленного значения запасов продуктивного горизонта, подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий и сбора исходных данных для составления проектов разработки месторождений (залежей). Находящиеся в хорошем техническом состоянии разведочные скважины, при испытании которых получены значительные притоки нефти и газа, передаются нефтегазодобывающим предприятием в фонд добывающих скважин. Глубина такой скважины до 7000 м при конечном диаметре скважины 200-300 мм. [2] Таблица 1 – Классификация скважин на поисковом этапе
2.3 Этап разработки месторождения Классификация скважин, их назначение и характеристика, а также характерная конструкция, на этапе разработки приведена в таблице 2 [2]. Система организационно-технических работ, направленных на добычу из недр земли ископаемых включает в себя и разработку нефтяных месторождений. Это сложный процесс, который делится на стадии для упрощения всех работ. Разработка нефтяных и газовых месторождений проводится с помощью буровых установок, изредка используется шахтная добыча нефти. Что представляет собой разработка нефтяных залежей Это целая система мероприятий, направленных на организацию движения сырья в пластах земли к пробуренным скважинам. Разработка определяется следующими показателями: Порядком ввода эксплуатационных объектов в работу; Сеткой размещения нефтяных скважин, порядок, темп их эксплуатации; Применением доступных способов регулирования баланса и эксплуатации пластовой энергии. Перед разработкой месторождения каждая компания учитывает: Геолого-физические характеристики месторождения; Физико-химические параметры природного ископаемого; Фазовое состояние; Технологию, по которой будут работать скважины, и все необходимое техническое оснащение. Основные стадии разработки нефтяных месторождений Прежде, чем переходить к самим периодам, необходимо понять, что представляет собой понятие «стадия». Стадия – этап разработки месторождения природного ископаемого, в ходе которого проходят закономерные изменения технологических процессов. Во время одного периода не изменяются технико-экономические показатели. Освоение объекта. Этап характеризуется интенсивным и постоянным увеличением добычи природного ресурса до максимального уровня, быстрым ростом действующего фонда и резким падением пластового давления. Как правило, на этой стадии обводненность сырья достигает границы в 3-4%. Длительность периода освоения зависит от ценности залежей; Постоянная добыча – поддержание стабильно высокого уровня добычи полезного ископаемого. Для этапа характерны: увеличение количества буровых, прирост обводненности сырья, отключение незначительной части скважин из-за существенного обводнения; Снижение добычи нефти – третья стадия разработки нефтяных месторождений. Для периода характерны: резкое снижение темпов отбора количества добытого природного ресурса, существенное уменьшение функционирующих скважин, чему способствует постоянный рост обводнения продукции. В это же время процесс разработки переводится на механизированный способ добычи. Последняя стадия – завершающая. Для этого этапа характерны: малые темпы добычи нефти, большая обводненность, еще более резкое, чем на 3-ей стадии уменьшение количества работающих скважин. Продолжительность завершающего периода сопоставима со всеми предыдущими стадиями. Порой такая разработка может длиться более 20-ти лет. А предел рентабельности добычи наступит, когда обводненность продукта достигнет граничного значения – 98%. Во время всех этих этапов компания-добытчик осуществляет постоянный контроль, анализ и урегулирование процессов разборки нефтяного месторождения. Комплекс этих мероприятий позволяет значительно повысить эффективность вытеснения природного ископаемого из месторождения. Новые разработки нефтяных месторождений на выставке На выставке «Нефтегаз» можно детально ознакомиться со всеми стадиями покрытия защитной изоляции, а также с используемым оборудованием. На экспозиции будут презентованы передовые примеры продукции, инновационное оснащение по добыче нефти и газа. Также в рамках выставки будут проходить различные тематические занятия, семинары, в ходе которых будет подниматься вопрос о стадиях разработки нефтяных месторождений. «Экспоцентр» уже долгое время занимается реализацией выставок. Многолетний опыт в сфере выставок, инновационное оснащение павильонов, наличие конференц-залов – все это делает ЦВК лучшим организатором в регионе. Благодаря поддержке местных властей удается проводить все мероприятия на высоком уровне. При этом комплекс занимается проведением не только выставок, но и организацией деловых встреч, симпозиумов, конференций 2.4 Этап строительства и эксплуатации подземного хранилища газа Классификация скважин, их назначение и характеристика, а также характерная конструкция, при строительстве и эксплуатации подземного хранилища газа приведена в таблице 3 [2]. Исходные данные для технологического проектирования подземных хранилищ газа 1. Исходные данные для технологического проектирования ПХГ в водоносном пласте (далее - Исходные данные) представляет организация, осуществляющая разведку, в виде отчета и исходной информации в электронном виде. 2. Исходные данные составляют на основе результатов сейсмических исследований, структурного и разведочного бурения скважин, гидродинамических, гидрохимических, промыслово-геофизических исследований, проведенных в ходе поиска и разведки. 3. Исходные данные содержат: общие сведения о районе и площади разведочных работ (привязка к местности, орогидрография, населенные пункты и т.д.); результаты сейсморазведочных работ и разведочного бурения; литолого-стратиграфическую характеристику разреза в пределах разведанной площади; тектоническое строение разведочной площади; литолого-геофизическую характеристику всех водоносных пластов-коллекторов и пластов-покрышек; анализ результатов исследования керна, полученного при разведочном бурении; результаты промыслово-геофизических, геохимических и гидродинамических исследований; техническое состояние фонда пробуренных на площади скважин и их конструкцию; оценку емкостной и фильтрационной характеристик пластов-коллекторов; анализ разведочной закачки газа (при проведении). В заключительной части отчета должны быть отражены основные выводы и предложения по использованию изученных объектов для хранения газа и сброса промышленных стоков, герметичности объекта хранения, а также иных ограничивающих факторов для создания ПХГ, установленных в ходе разведочных работ. 4. К Исходным данным прилагаются следующие материалы: ситуационный план района с выделением на нем разведочной площади и нанесением газотранспортной системы; структурные карты по кровле и подошве рекомендуемых объектов хранения газа и контрольных горизонтов, построенные на основе результатов бурения разведочных скважин; сводный стратиграфический разрез структуры; геологические профили вдоль и вкрест простирания структурной ловушки; карты эффективных толщин пластов-коллекторов, пластов-покрышек над ними; карты пористости, проницаемости, гидропроводности пластов-коллекторов; схемы корреляции разрезов скважин вдоль и вкрест простирания; графики изменения дебита воды, давления (уровня) воды в наблюдательных скважинах при гидроразведке; результаты гидродинамических исследований скважин; таблицы с отметками стратиграфических горизонтов, альтитуд скважин, их проницаемости, пористости, фракционного состава по результатам исследования керна, вязкости и плотности пластовой воды; карты фоновых значений содержания растворенного газа в пластовой воде, минерализации, пластовых давлений и температуры; стандартный комплекс каротажных оцифрованных материалов по всем скважинам на разведочной площади. 5. Исходя из сложности геологического строения площади и выявленных особенностей залегания пластов перечень исходных данных может быть видоизменен или дополнен сведениями, уточняющими геологическую модель будущего газохранилища и перспективы его расширения. 6. После окончания бурения всего фонда скважин на площади (эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, геофизических) буровая организация выполняет Дополнение к исходным данным, которые утверждаются в установленном порядке. 7. Организация, осуществляющая разработку технологического проекта ПХГ, проводит анализ дополнительных исходных данных и при наличии существенных отклонений от первоначальных исходных данных, полученных по результатам разведочного бурения, при необходимости выполняет коррективы технологического проекта. 8. Исходные данные для технологического проектирования ПХГ в истощенном месторождении составляет организация - разработчик технологического проекта ПХГ на основе проведенного анализа возможности создания ПХГ в истощенном месторождении (далее - Анализ). 9. Анализ содержит: общие сведения о месторождении; результаты сейсморазведочных работ, структурного бурения, разведочного бурения, промыслово-геофизических, геохимических и газогидродинамических исследований, проведенных на площади месторождения; литолого-стратиграфическую характеристику разреза в пределах месторождения; тектоническое строение месторождения; геолого-геофизическую характеристику всех пластов-коллекторов, которые могут быть использованы как для хранения газа, гак и в качестве контрольных горизонтов; литолого-геофизическую характеристику пластов-покрышек и плотных пород, залегающих над месторождением; анализ технологических показателей разработки месторождения (начальные запасы газа, объемы добычи газа, изменение пластового давления, режим эксплуатации залежи); оценку остаточных запасов углеводородов (природного газа, конденсата, нефти), подлежащих передаче на баланс ПХГ (при расхождении в оценке остаточных запасов их уточненный объем утверждается в установленном порядке); анализ емкостных и фильтрационных характеристик объекта хранения и характера их изменения в процессе разработки месторождения; анализ технического состояния фонда пробуренных скважин и их конструкции; анализ наземного обустройства месторождения и возможность его использования при создании ПХГ; состояние системы сброса промышленных стоков. В заключительной части должны быть отражены основные выводы о возможности создания ПХГ в истощенном месторождении с учетом остаточных запасов газа, пригодности фонда скважин, наземного оборудования и, при необходимости, программы доразведки, составлен перечень недостающей информации, определены этапы, сроки и методы ее получения. 10. К анализу прилагаются материалы: ситуационный план района с выделением на нем площади месторождения и системы газопроводов; структурные карты по кровле и подошве объекта хранения и контрольных горизонтов; сводный стратиграфический разрез площади; геологический профиль вдоль и вкрест простирания месторождения; карты эффективных толщин, пористости, проницаемости, гидропроводности объектов хранения и контрольных горизонтов; карта изобар на конец разработки и текущий период времени; графики изменения добычи газа (конденсата, нефти, пластовой воды), пластового давления, давления (уровня) воды в наблюдательных и контрольных скважинах в процессе разработки месторождения; графическая интерпретация результатов геофизических, геохимических, промысловых исследований; состав пластового газа; технические параметры наземного оборудования, используемого на месторождении. 11. Исходя из сложности геологического строения площади и выявленных особенностей залегания пластов анализ может быть дополнен сведениями, уточняющими геологическую и технологическую модель будущего газохранилища и перспективы его расширения. 12. Результаты анализа рассматриваются и утверждаются в установленном порядке. Технологическое проектирование подземных хранилищ газа: 1. Технологическое проектирование ПХГ осуществляется на основе утвержденного задания на технологическое проектирование ПХГ (далее - задание), в состав которого входят исходные данные. 2. В задании задаются требуемые параметры создаваемого ПХГ с учетом концепции: место размещения в ЕСГ и назначение ПХГ; этапы и сроки создания ПХГ (опытно-промышленная эксплуатация (далее - ОПЭ, 1, 2, … очередь); динамика производительности ПХГ на протяжении периода отбора (закачки) газа; продолжительность периодов отбора (закачки) газа; объем активного газа; исходные данные для технологического проектирования. 3. Технологическое проектирование предусматривает проведение следующих работ: создание первичной информационной базы данных (далее - ИБД); разработка геологической модели ПХГ; разработка технологической модели ПХГ; составление и согласование в установленном порядке технологического проекта ПХГ; составление, согласование и выдача исходных данных для разработки проекта строительства ПХГ и других необходимых документов. 4. Технологический проект ПХГ выполняется на основе разработанной информационной базы данных (ИБД), геолого-технологической модели эксплуатации хранилища газа. 5. Разработка ИБД, геологической и технологической (геолого-технологической) моделей создания ПХГ осуществляется на основе апробированных и сертифицированных программных продуктов. 6. ИБД для ПХГ, создаваемых в водоносных пластах, содержит информацию по пробуренным скважинам (конструкция, отметки горизонтов, альтитуда, пористость, проницаемость, вязкость пластовой воды и т.п.), данные гидродинамических, геофизических и гидрохимических исследований на площади и др. информацию, полученную за период поиска и разведки объекта ПХГ и эксплуатационного бурения скважин. 7. ИБД для ПХГ, создаваемых в выработанных месторождениях, содержит информацию по фонду скважин (конструкция, отметки горизонтов, альтитуда, пористость, проницаемость, состав пластовой воды, состав пластового газа и т.п.), данные газодинамических, геофизических и гидрохимических исследований скважин, технологические параметры разработки месторождения (объемы добычи газа, конденсата, нефти и пластовой воды, изменение давления в газовой, водоносной зоне и контрольных горизонтах, начальные и остаточные запасы газа и т.п.). 8. Геологическая модель ПХГ должна позволять виртуально проводить изучение геологического строения ПХГ, оценивать максимальный газонасыщенный поровый объем (далее - ГПО), характер изменения фильтрационных параметров пластов-коллекторов. 9. Технологическая (геолого-технологическая) модель хранилища должна позволять виртуально моделировать процесс эксплуатации ПХГ и рассчитывать основные технологические показатели хранилища. 10. Технологический проект ПХГ включает в себя следующие разделы: геолого-промысловый; технологический; экономический; промышленной безопасности; экологический. 10.1. Геолого-промысловый раздел содержит: краткие сведения о геологическом строении объекта хранения и контрольных горизонтов; краткую физико-литологическую, гидрогеологическую характеристику горизонтов; анализ газогидродинамических, геофизических, гидрохимических и др. исследований скважин; результаты разведочной закачки газа (при ее проведении); анализ герметичности объекта хранения; анализ результатов разработки месторождения *; физико-химическую характеристику по составу остаточного газа (нефти, конденсата) *; оценку остаточных запасов углеводородов (природного газа, конденсата и нефти) *, при расхождении в оценке остаточных запасов их уточненный объем утверждается в установленном порядке; анализ состояния существующего фонда скважин, оценку срока их эксплуатации и рекомендации по их дальнейшему использованию; выбор пластов-коллекторов для хранения газа, контроля за герметичностью, сброса промстоков и водоснабжения хранилища. * Дополнительно при создании ПХГ в истощенных месторождениях. 10.2. Технологический раздел содержит: обоснование максимального пластового давления; обоснование суточных темпов закачки и отбора газа; обоснование активного объема газа (в том числе долгосрочного резерва); обоснование буферного объема газа; оценку максимального ГПО; оценку максимального контура распространения газа по площади структуры; обоснование диаметра насосно-компрессорных труб (далее - НКТ); оценку суточной производительности эксплуатационных скважин; описание технологической модели ПХГ; исходные данные, используемые в технологической модели ПХГ; результаты адаптации технологической модели к исходным данным; результаты прогнозных расчетов динамики основных параметров эксплуатации объекта хранения газа при создании и циклической эксплуатации: а) общего, активного объемов газа; б) объема отбора (закачки) газа за сезон; в) производительности эксплуатационных скважин и ПХГ в целом; г) газонасыщенного порового объема хранилища; д) давления и температуры в объекте хранения и на устье эксплуатационных скважин; е) количества попутно добываемой с газом пластовой жидкости; ж) количества эксплуатационных скважин; обоснование количества и схему размещения наблюдательных, контрольных, геофизических, поглотительных скважин на площади хранилища; оценку мощности компрессорной станции; программу исследований в период эксплуатационного бурения скважин; регламент объектного мониторинга недр на период ОПЭ ПХГ. 10.3. Экономический раздел содержит: анализ неравномерности потребления газа и альтернативных источников энергоснабжения; особенности инфраструктуры; описание социальных групп населения и их занятости; мероприятия по взаимодействию с местными органами власти и населением при создании ПХГ; исходные данные, нормативную и методическую базу экономических расчетов; оценку капитальных вложений (в том числе в инфраструктуру), текущих затрат, затрат на ликвидацию ПХГ, налогов и платежей; расчет экономической эффективности эксплуатации ПХГ с проектными показателями; оценку экономического риска создания ПХГ. 10.4. Раздел «Промышленная безопасность» содержит: мероприятия по контролю возможной миграции газа из объекта хранения; мероприятия по ликвидации МКД в скважинах, перетока газа в вышележащие горизонты, дневную поверхность и за пределы ловушки. 10.5. Экологический раздел содержит: оценку воздействия хранения газа на недра; основные параметры и схему утилизации промстоков. 11. К технологическому проекту ПХГ прилагаются следующие материалы: обзорная карта района с нанесенной на ней газотранспортной системой, месторождениями, действующими и проектируемыми хранилищами; структурные карты объекта хранения газа с нанесением фонда скважин и контура максимального распространения газа при ОПЭ и циклической эксплуатации ПХГ; продольный и поперечный геологический профили хранилища; ситуационный план ПХГ; схемы конструкции скважин различного технологического назначения с указанием диаметра НКТ и подземного оборудования; графическую и табличную интерпретацию динамики основных технико-экономических показателей в период создания ПХГ; основные проектные технико-экономические показатели в период циклической эксплуатации ПХГ. 12. К основным проектным технико-экономическим показателям ОПЭ и циклической эксплуатации ПХГ относятся: общий, активный, буферный объемы (в том числе остаточные запасы, долгосрочный резерв) газа; объем отбора (закачки) газа за сезон и календарный год эксплуатации ПХГ; максимальный ГПО; зависимость производительности хранилища от пластового давления в период отбора (закачки) газа; время периода отбора (закачки) газа; количество эксплуатационных (в том числе резервных), наблюдательных, контрольных, поглотительных, геофизических скважин; максимальное и минимальное давление в объекте хранения и на устье эксплуатационных скважин; мощность КС; время выхода на показатели ОПЭ и циклической эксплуатации; удельные капитальные вложения; себестоимость хранения; чистая прибыль; чистый дисконтированный доход; внутренняя норма доходности; срок окупаемости. 13. Основные технико-экономические показатели определяют на период циклической эксплуатации хранилища, а также на периоды, выделенные в Задании (ОПЭ, 1, 2... очередь создания). 14. При использовании на проектируемом объекте нескольких технологических процессов (добычи нефти, конденсата и др.) в технологическом проекте ПХГ должны быть решены вопросы функционирования совмещенного производства. 15. Технологический проект ПХГ согласовывают с Госгортехнадзором России, после чего утверждают в установленном порядке. 16. Разработчик технологического проекта ПХГ составляет исходные данные, которые входят в задание на проектирование строительства ПХГ, перечень которых предварительно согласуют с разработчиком проекта строительства ПХГ. 2.5 Скважина использования тепла Земли Геотермальная скважина, предназначенная для разработки использования тепла недр, оснащается устьевым и эксплуатационным оборудованием, лифтовой компоновкой и контрольно-измерительными приборами. Глубина скважин 200-5000 м. Конечный диаметр в призабойной части ствола 200-300 мм. С помощью геотермической скважины осуществляется подъем на поверхность земли горячего теплоносителя из геотермального коллектора, либо нагнетание в него холодного флюида – теплоносителя в целях использования тепла глубинных недр [1, 2]. Таблица 2 – Классификация скважин на этапе разработки
Таблица 3 – Классификация скважин при строительстве и эксплуатации подземного хранилища газа
Глава 3. Понятие о буровой скважине Скважина – создание последовательного разрушения горных пород и извлечением их на поверхность. С начала скважины называют устьем, нос скважины – забоем. Диаметр скважины находится в пределах 59-1000мм. При обычном бурении разрушается вся масса, при бурении с отбором внутри столбика (керна) разрушается кольцевое пространство у стенок скважины, а керн извлекается в неразрушенном состоянии. Различается несколько способов бурения: Механическое, термическое, электроискровое и т.д. Механический способ бурения разделяется на ударное бурение, вращательное. Вынос разбуренной породы осуществляется путём циркуляции бурового раствора или воздуха. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяется на роторное, когда двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое при помощи колонных бурильных труб и бурение с забойным двигателем который может быть гидравлическим. При бурении скважины для укрепления её стенок от разрушения опускают металлические трубы – обсадные. Скважина представляет собой цилиндрический ступенчатый канал, сужающийся к низу. По глубине скважина распределяется на участки, имеющие специальное название: промежуточная, эксплуатационная колонна. Глубиной отн-тм., которой обсаживается трубой максимального диаметра пространство между стенками породы и трубой заполняют буровым камнем и заливают цементным раствором. КОНДУКТОР – участок, пробуренный за направлением, диаметром до 900 мм, глубиной от 50 – 400 м, пространство между обсадной трубой и породой заливают раствором. ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА – участок, пробуренный за кондуктором, и имеет меньший диаметр, закрепляемый обсадными трубами с последующей цементацией за трубного пространства, но не на всю высоту колонны. ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА – участок последней скважины, обсаженный обсадными трубами меньшего диаметра чем промежуточная колонна. +Пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором на определённую высоту. Цементация выполняется специальной техникой  3,1. Технология цементирования скважинПробка – алюминиевая чужка, имеющая клапан срабатывания. При продавливании цементного раствора ведётся счёт закачивающих в колонну продавочной жидкости. Повышения давления служит сигналом, что верхняя пробка достигла муфты с обратным клапаном. На этом процесс цементации заканчивается скважина оставляет в покое при закрытии кранов на головке на срок необходимого для срабатывания  1-скважина 2-Обсадная колонна 3-Скважинная арматура 4-Буровой раствор на входе 5-На выходе 6-Частички разбуренной породы 2. Оприсовка Кран № 5 перекрывается и подаём давление в 1.5 раза больше и выдерживаем 1.5 минуты  4 Опускаем пробку  5.  6. Цементация  Глава 4. Тампонажные материалы Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные превращаться в твёрдый непроницаемый камень. В зависимости от вида вяжущего материала Тампонажные цементы образуются на основе портлантд – цемента, доменных шлаков, известняково – песчаных смесей, перлитовых материалов. Для цементирования скважин используют только портлантд – цемент. Тампонажные цементы делятся: 1 – Для «Холодных» скважин, температурой до 50 град. Цельсия и «Горячих» температурой свыше 100 градусов, плотность раствора = 1.88 гр./см3 2 - Облегчённые Тампонажные растворы, плотность = 1.4…1.6 гр./см3 В качестве облегчения служит глинистый порошок 3 – Утяжелённые Тампонажные растворы, в которых добавляется берит или магнитит, плотность = 2.15 гр./см3. 4 – Термостойкие растворы=180 градусов Цельсия выше. Основа – песчаник. Цементирующие свойства цементных растворов регулируется соотношением воды к цементу. Вода: Цемент=0.4…0.5 Нижний предел 0.4 удлиняет срок схватывания. Заключение В настоящее время скважины бурят практически во всех средах для проведения научных исследований и обычных нефтегазо-разведочных работ; эксплуатации месторождений газообразных, жидких и твердых полезных ископаемых; сброса промышленных отходов и осуществления множества других технологических процессов. Столь широкий диапазон применения буровых скважин в различных отраслях народного хозяйства определил многообразие условий размещения устьев, способов проходки и пространственного положения стволов этих выработок в пересекаемых ими горных массивах. В соответствии с классификацией фондов социалистического материального производства нефтяная и газовая скважины относятся к основным производственным фондам. В рамках более детализированной отраслевой классификации основных производственных фондов сооружаемые в нефтяной промышленности скважины относятся к группе «Сооружения и передаточные устройства». Скважина как строительный объект, относящийся к основным производственным фондам, характеризуется показателями, подразделяющимися на две условные группы: группу не изменяющихся или редко изменяющихся «условно постоянных» данных, к которым, в частности, относятся так называемые «паспортные» данные скважины; группу часто изменяющихся «условно переменных» данных, к которой относятся так называемые эксплуатационные данные» скважины. Эти паспортные и эксплуатационные данные достаточно полно характеризуют как саму скважину, так и ее оснащение. Список использованных источников 1 Бурение и оборудование геотехнологических скважин / Сергиенко И. А., Мосев А. Ф., Бочко Э. А., Пименов М. К. М.: Недра, 1984, 224 с. 2 Шадрин Л. Н. Проектирование строительства нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1987.- 269 с. 3 Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2002. — 632 с. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||