Основной объем - бурение
Cтраница 2
В настоящее время основной объем бурения гидроударным способом выполняется с отбором керна специальными твердосплавными коронками. В стадии разработки находятся специальные лопастные долота диаметром 76 и 59 мм, а также шарошечное долото диаметром 76 мм. Кроме того, в некоторых случаях гидроударное бурение сплошным забоем может осуществляться серийными долотами для бурения вращательным способом. [16]
В связи с тем, что основной объем бурения в нашей стране составляют турбинный и роторный способы, то поисковые работы во ВНИИБТ по созданию принципиальных схем опробования пластов проводились применительно к обоим способам бурения. В соответствии с методикой исследовательских работ были разработаны две схемы опробования продуктивных пластов в процессе бурения скважин турбодолотами и обычным роторным способом, имеющие общие характерные черты, но и отличающиеся друг от друга своими технологическими особенностями. [17]
Несмотря на большое разнообразие погружных двигателей, основной объем бурения нефтяных и газовых скважин осуществляют роторным способом. [18]
Дело в том, что в настоящее время основные объемы бурения перемещаются в новые районы, где нет еще достаточных мощностей буровых организаций, а создать их быстро не удается. В то же время, в старых районах буровые организации в ряде случаев оказываются не загруженными. Вот и нужно, чтобы освобождающиеся буровые коллективы старых районов научились работать на большом плече п со своих баз вели бурение в новых районах. [19]
Как указывалось выше, в практике бурения повсеместно применяется первый метод утяжеления, поэтому переход на утяжеление вторым и особенно третьим методами является значительным резервом экономии утяжелителя, особенно в южных районах страны, где основной объем бурения осуществляется с применением утяжеленных буровых растворов. [20]
Основной объем бурения приходится на отечественные двигатели диаметром 195 мм ( 15 528 м) и импортные ВЗД диаметром 63 / 4 ( 17 889 м), причем все наклонно направленное и горизонтальное бурение выполнено с применением ВЗД. [21]
При автономном приводе, в том числе с электромашинной передачей, наиболее распространенным видом первичного двигателя является дизель; следует, однако, иметь в виду, что в практике буровых работ встречаются и другие типы двигателей, в том числе газовые двигатели и турбины. Основной объем бурения в России выполняется буровыми установками с неавтономным электрическим приводом. С точки зрения надежности электроснабжения, согласно Правилам устройства электроустановок ( ПУЭ), электрифицированные буровые установки ( с электрическим приводом основных исполнительных механизмов) при бурении на глуэбину более 4500 м и в сложных геологических условиях на меньшую глубину, а также буровые установки на море относятся к потребителям первой категории. [22]
Промышленные испытания винтовых двигателей в объединении Татнефть начались в 1971 г. За период 1971 - 1980 гг. пробурено свыше 400 000 м, причем из года в год объемы бурения увеличиваются. Основной объем бурения выполнен в Альметьевском и Азна-каевском УБР. [23]
 |
Схема разведки месторождения с помощью горизонтальных скважин. [24] |
Детальную разведку проводят уже после установления промышленного значения месторождения. Основной объем бурения горизонтальных скважин выполняется из подземных горных выработок. При этом с помощью скважин и горных выработок оконтуривают каждое рудное тело, участок, выявляют мощность и качество рудных тел. Горизонтальные скважины приобретают здесь первостепенное значение. В стадии эксплуатационной разведки горизонтальные скважины предназначены для уточнения деталей геологического строения, поисков потерянных рудных тел, повышения степени разееданности отдельных горизонтов и выявления новых запасов с целью продления срока существования рудника. [25]
Работы на площади Кущевская ведутся в основном по разбуриванию истощенных продуктивных песчаников меловой свиты, залегающей на глубине 1300 - 1500 м, для закачки газа в пласты с целью создания подземного хранилища газа. При этом основной объем бурения планируется осуществить за счет проводки скважин с горизонтальным стволом - их количество ориентировочно составляет 200 скважин. Если учесть, что в проводке этих скважин участвуют одновременно две буровые бригады, а средняя продолжительность бурения одной горизонтальной скважины с общей длиной ствола 1500 м составляет примерно 2 мес ( т.е. годовой объем бурения - максимум 12 скважин), то становится очевидным необходимость существенного сокращения сроков строительства скважин, так как в противном случае на весь объем бурения ( 200 скважин) потребуется примерно 17 лет. Что касается площади Прибрежная, то это наиболее перспективная площадь с точки разведки запасов газа и конденсата. [26]
Следует особо остановиться на морском бурении. Известно, что добыча нефти и газа на морских месторождениях постоянно увеличивается. Основной объем бурения на море осуществляется со стационарных буровых платформ. [27]
Аналогично обстоит дело и с выбором срока оптимизации. Рекомендации, полученные в результате краткосрочной оптимизации, не совпадают с результатами решения той же задачи с соблюдением условий долгосрочной оптимизации. Так с точки зрения сегодняшнего дня выгодно резко сократить бурение скважин в старых нефтедобывающих районах, так как средние дебиты здесь невысоки, по сравнению с новыми районами, обладающими большей продуктивностью скважин, и сосредоточить в них основные объемы бурения. Однако, если рассматривать более продолжительный период, учитывая перспективы изменения добычи нефти по всем районам, этот вывод может оказаться неправильным. [28]
Исследование ветроволновых условий в заданных районах бурения обычно предшествует проектированию судна. Точно определить взаимодействие ветроволнового воздействия чрезвычайно сложно, поэтому на практике используются приближенные зависимости. Кроме волновых нагрузок на плавучее судно с колонной действуют морские течения, зависящие от природы образования течений, распределения по глубине, постоянства во времени. Для районов континентального шельфа, где ведется основной объем бурения, скорости течения на поверхности могут достигать заметных величин. [29]
Бурение всех добывающих скважин в Западной Сибири производится с использованием турбобуров и винтовых забойных двигателей преимущественно диаметрами 240 и 195 мм с долотами 295 3 и 215 9 мм соответственно. Для турбобура диаметром 240 мм отечественной промышленностью выпускается передвижной центратор типа ЦДП-2953 / 240 МСТ. Этот центратор может устанавливаться в любом месте на корпусе турбобура. Для турбобуров диаметром 195 мм, которыми осуществляют основной объем бурения скважин на нефть и газ не только в Западной Сибири, но и в других нефтегазодобывающих регионах России, изготовляется стационарный центратор типа ЦД-2159, который может устанавливаться только в нижней части шпинделя турбобура. [30]
Страницы: 1 2