1.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращатель-

ного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а раз-

рушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагруз-

ка. Крутящий

момент передается на долото или с поверхности от вра-

щателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или

от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя),

установленного непосредственно над долотом.

Турбобур — это гидравлическая турбина, приводимая во вращение

с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур

представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения

жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.

Винтовой двигатель — это разновидность забойной гидравлической ма-

шины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жид-

кости в механическую энергию вращательного движения использован

винтовой механизм.

Турбобур содержит корпус, турбинный вал, вал осевой опоры с внутренней цилиндрической полостью, последовательно установленные на турбинном валу роторы турбин, а в корпусе — статоры турбин, радиальные опоры, гайку турбинного вала, осевую опору, ниппель, по меньшей мере, один канал, обеспечивающий гидравлическую связь полости последнего ротора турбины и внутренней цилиндрической полости вала осевой опоры. Турбинный вал и вал осевой опоры соединены между собой с помощью резьбы, причем крутящее усилие на разворот этого соединения больше, чем крутящее усилие на разворот гайки турбинного вала.

Так как турбобур устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.

Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача её на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент.

В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породоразрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.

Электробур - забойная буровая машина с погружным электродвигателем, предназначенная для бурения глубоких скважин, преимущественно на нефть и газ. Э. состоит из маслонаполненного электродвигателя и шпинделя. Мощность электродвигателя зависит от диаметра Э. Для увеличения вращающего момента Э. применяют редукторные вставки, монтируемые между двигателем и шпинделем.    При бурении Э., присоединённый к низу бурильной колонны, передаёт вращение буровому долоту. Электроэнергия подводится к Э. по кабелю, смонтированному отрезками в бурильных трубах. При свинчивании труб отрезки кабеля сращиваются специальными контактными соединениями. К кабелю электроэнергия подводится через токоприёмник, скользящие контакты которого позволяют проворачивать колонну бурильных труб. Для непрерывного контроля пространственного положения ствола скважины и технологических параметров бурения при проходке наклонно направленных и разветвлённо-горизонтальных скважин используется специальная погружная аппаратура (в т. ч. телеметрическая). При бурении Э. очистка забоя осуществляется буровым раствором, воздухом или газом.

Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин а также для проведения ремонтно-восстановительных работ в эксплуатационных колоннах. В качестве рабочей жидкости используется вода или буровой раствор, плотностью не более 1,3•10³ кг/м³ при рабочей температуре не более 100°С.

Винтовый забойный двигатель ВЗД является объемным мотором. Буровой раствор высокого давления через бурильную трубу входит в винтовый забойный двигатель, гидравлическая энергия преобразовывается в механическую энергию, ротор приводит главный вал и долото во вращение, действует долото, осуществляется цель бурения

2.

Регулирование разработки

Под регулированием разработки нефтяных месторождений по­нимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологиче­ских решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование (оптимизацию) процесса разработки прово­дят на основе большого числа частных критериев, среди кото­рых можно выделить следующие:

технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.;

экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестои­мости и др. Множество частных критериев обусловлено слож­ностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включаю­щему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных народнохозяйственных затратах и мак­симально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку за­дача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкрет­ного месторождения должно обеспечить народнохозяйственную и экономическую эффективность.

Регулирование разработки осaуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки.

Контроль процесса разработки

Принятие решений по выбору метода регулирования и установ­лению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Под контролем процесса разра­ботки понимают сбор, обработку и обобщение первичной инфор­мации о нефтяной залежи с целью получения сведений о теку­щем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопле­ния данных периодически, а также перед составлением каж­дого проектного документа выполняют анализ процесса разра­ботки, включающий комплекс исследований, расчетов и логиче­ских выводов.

Задача контроля — обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представи­тельностью информации, точностью измерений и методом обра­ботки. Информация должна включать весь перечень необходи­мых для анализа сведений. Объем информации по месторождению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность — от,выбора момента времени (периодич­ности) и продолжительности проведения измерений в скважине.

Анализ процесса разработки

В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося тече­ния процесса и обоснованы методы его регулирования. Важ­ная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выясне­ние причин изменения каждого показателя, выявление взаимо­связи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано не­правильными исходными данными проекта, невыполнением про­ектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса раз­работки с использованием уточненных исходных данных.

Круг задач анализа определяется в основном режимом ра­боты пласта и стадией процесса разработки. В общем при водонапорном режиме анализ процесса разработки может вклю­чать следующие задачи (по В. Р. Вороновскому и М. М. Мак­симову).

1. Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.

2. Анализ технологических показателей разработки (по ме­сторождению, отдельным объектам и участкам):

а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных от­боров с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и на­гнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распре­деления добычи флюидов по площади и толщине пласта (соот­ношения накопленной и текущей добычи и закачки по место­рождению и пласту с выделением характерных участков ме­сторождения по интенсивности их разработки);

б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетатель­ных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, ха­рактерных участков месторождения по распределению пла­стового давления, степени охвата пласта влиянием за­качки) ;

в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продук­ции; изучение степени и характера обводнения скважин по пло­щади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в за­висимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);

г) состояния выработки запасов нефти (определение теку­щего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).