45

Негосударственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»

ДОБЫЧА, ПОДГОТОВКА И ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ И ГАЗА (курс лекций)

Ижевск, 209

Содержание

Лекция1.Современное состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности России…………………………..3

Лекция_1.

Современное состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности России.

Нефтяная промышленность.

Более 100 лет назад в России появился первый нефтепровод Баку-Батуми диаметром 203 мм и протяженностью 883 км. В настоящие время в России эксплуатируется 50 тыс. км магистральных нефтепроводов и около 200 тыс. км магистральных газопроводов большого диаметра, способных транспортировать 600 млн. тонн нефти и 800 млрд. м³ газа.

Современное состояние системы нефтетранспорта во многом определяется условиями и особенностями ее развития на протяжении последних 50 лет.

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией становится размещение нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия, исходившая из логики централизованного управления народным хозяйством, потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 10201220 мм, которые в основном определяют сегодняшний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

Наиболее крупными транспортными нефтепроводами являются Сургут-Полоцк, Холмогоры-Клин, Нижневартовск-Курган-Куйбышев, Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск, Куйбышев-Лисичанск, «Дружба-I», «Дружба-II», Усть-Балык-Омск, Павлодар-Чимкент.

Управление российскими нефтепроводами осуществляет АК «Транснефть», функциями которой являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти, ведение режимов перекачки нефти по транспортным нефтепроводам, управление нештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление централизованными средствами.

В связи с чрезмерно высокой интенсивностью развития сети нефтепроводов в 70 и 80-е годы и недостаточным вниманием к их ремонту большая часть нефтепроводов Тюменской области подлежит капитальному ремонту. Проведение ремонта в достаточном объеме невозможно ни с физической точки зрения ни с финансовой. В этих условиях свести к минимуму ущерб от возможных аварий можно только, ускоренным внедрением системы диагностики нефтепроводов и технически грамотной их эксплуатацией.

Надежность трубопроводов закладывается на стадии проектирования. Прочностной расчет трубопроводов на основе методов строительной механики с применениям коэффициентов запаса не может в полной мере учесть разнообразие условий сооружения и эксплуатации, сочетание различных факторов, статистический разброс механических свойств материала, нарушений формы, начальной дефектности труб, взаимодействие с грунтом. Эти обязательства предопределяют использование вероятностных моделей при расчете трубопроводов.

Необходим и пересмотр нормативной базы с учетом новых знаний и накопленного мирового опыта, по проектированию и строительству трубопроводов. Принципиально новым является требование проведения внутритрубной диагностики при сдаче трубопровода в эксплуатацию. Применение стеклопластиковых, металлопластиковых и пластмассовых труб для перекачки нефтей и сероводородсодержащих газов позволит практически исключить их коррозию, а следовательно и разрушения.

По-новому будут строиться и подводные переходы. Их большая надежность и безопасность достигается при применении метода наклонного бурения. Начиная с 1996 г., когда этот метод сооружения подводных переходов начал внедряться, реализовано более 50 проектов. Диаметры трубопроводов от 400 до 1420 мм включительно, в том числе Волго-Донской канал, реки Обь, Тура, Белая и др.

Применение аэрокосмических методов контроля за состоянием нефтепроводов, внутритрубных магнитных и ультразвуковых дефектоскопов нового поколения дает реальную картину состояния этих сооружений и позволяет упреждать возможные аварии путем внедрения новейших технологий ликвидации дефектов. Комплексная диагностика позволяет определять реальный уровень риска и остаточный ресурс трубопровода, реализуя стратегию выборочного ремонта. Полученные практические результаты по диагностике, применение технического мониторинга, эффективного обслуживания и ремонта позволяет прогнозировать увеличение срока службы магистральных нефтепроводов России на 30 лет, т.е. срок эксплуатации нефтепроводов удваивается по сравнению с нормативным.

Приоритетными в ХХ1 веке будут проблемы экологической безопасности и экологического мониторинга. Отсюда основная задача – надежность и безопасность трубопроводных систем и превентивные меры предотвращения аварий.

Газовая промышленность.

Отечественная газовая промышленность работает достаточно устойчиво, осуществляя поставки газа, как к внутренним потребителям, так и на экспорт. Свыше 93% всего объема добываемого в стране газа и практически весь его транспорт обеспечивает РАО «Газпром». Это – крупнейшая газовая компания, доля которой в общей мировой добыче составляет 22%.

Газпром представляет собой организационную структуру 38 предприятий, расположенных в различных регионах страны. Эти предприятия обеспечивают бурение скважин, добычу, переработку и транспорт до потребителей природного газа, конденсата и нефти. Численность персонала предприятий РАО Газпром и его дочерних акционерных обществ насчитывает 330 тыс. человек.

В ведении Газпрома находятся около 100 крупнейших месторождений природного газа с суммарными доказанными запасами около 38 трлн. м³; что составляет 77% общероссийских запасов. Из них 68 месторождений с запасами 17,9 трлн. м³ находятся в разработке.

В новых экономических условиях динамика добычи российского газа будет определяться не столько добывающими возможностями, сколько потребностями в нем на энергетическом рынке.

РАО Газпром, располагающее надежной ресурсной базой, широко разветвленной сетью магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 141 тыс. км, мощным научно-техническим потенциалом, способно гибко реагировать на ожидаемый рост спроса на газ на мировом рынке и внести серьезный вклад в решение проблемы энергоснабжения Европейского континента.

Удовлетворение растущего спроса на газ будет обеспечиваться за счет наращивания мощностей на ряде действующих и вводе в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири. Дальнейший рост газодобычи связан с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал. Доказанные запасы газа позволяют обеспечить здесь годовую добычу порядка 180200 трлн. м³. В связи с этим в ближайшее время намечено приступить к сооружению газопровода Ямал-Европа, который пройдет по территориям России, Белоруссии, Польши и Германии.

В рамках долгосрочной политики внимание акцентируется на меры по сбережению энергии, которые, однако, не позволят сэкономить существенный капитал за короткий и средний периоды времени по сравнению с объемами газа, который может быть добыт при разработке новых месторождений. Западные экономисты, обсуждая низкие данные использования энергии России, имеют тенденции забывать о том, что значительно дешевле, быстрее и легче разработать новый источник энергии, чем улучшить эксплуатацию существующего, хотя бы только из-за размеров запасов в России. Объем запасов газа, как подтвержденных, так и предполагаемых, при сегодняшних темпах добычи, будет достаточно на предстоящие 82 года.

Единственным значительным источником нового поступления газа на протяжении последующих 15 лет будет являться Западная Сибирь с запасами порядка 40000 млрд. м³. Газпром надеется повысить уровень добычи до 750 млрд. м³ к 2010 г., разрабатывая Западно-Таркосалинское, Заполярное и Ямсовейское месторождение в 1996-97 гг., и некоторые из 25 месторождений п-ова Ямал, включая гигантское Бованенковское месторождение к 2010 г. Уже началась добыча на Западно-Таркосалинском месторождении с запасами 399 млрд. м³ газа, ожидается повышение уровня добычи от 8 млрд. м³ в 1996 г. до 15 млрд. м³ к 2002 г. «Газпром», как часть консорциума «Росшельф» будет вести работы на гигантском Штокманском месторождении в Баренцевом море, разработка которого будет иметь место в следующем столетии с последующей продажей 4 млн. тонн в год с Приразломного нефтяного месторождения, добыча на котором начнется в ближайшие годы.

Лекция_2.

Происхождение нефти и газа.

Известно более 30 гипотез, объясняющих происхождение нефти и газа.

Одни считают, что происхождение нефти и газа связано с останками животного или растительного мира, этому утверждению соответствует органическая теория происхождения нефти и газа.

Другие считают, что для образования нефти и газа не нужны органи­ческие компоненты, и эта теория получила название неорганической теории происхождения нефти и газа.

Первым высказал идею органического происхождения нефти М.В. Ломоносов в 1759г. Ломоносов М.В. считал, что нефть образовалась из растительных остатков. Другие, наоборот, считали, что нефть образова­лась из останков животных. В 80-90 годах 19-го века немецкий уче­ный Энглер экспериментально доказал, что при температуре порядка 400°С и давлении 25 ат. рыбий жир превращается в подобные нефти мас­ла, газ и воду. На этом основании был сделан вывод о возникновении нефти как продукта разложения жиров морских животных. Однако рыбы появились 300 млн. лет назад в кембрийский период, а залежи нефти и газа известны уже 500 млн. лет с девонского периода. В 1919 году Зелинский Н.Д. получил подобные нефти вещества из растительных остатков.

Теория органического происхождения нефти была разработана И.М. Губкиным в 1932 году и получила название сапропелевая теория. Сапропель – гни­лой ил. И.М. Губкин доказал, что именно сапропель является материнским веществом нефти. Сапропель образуется в застойных водоемах из органи­ческих остатков. При изменении режима водоема сапропель заносится другими остатками, например песком. В сапропеле продолжаются процес­сы разложения органических остатков. Дальнейшее погружение сапропеля сопровождается его уплотнением при постоянном росте температуры и давления. Процессу разложения содействуют бактерии, одновременно увеличивая объем отложений. Образующиеся вода, жидкие и газообразные углеводороды вытесняются из слоя сапропеля в вышележащие слои и миг­рируют по ним до непроницаемых слоев, где и накапливаются. Исследо­вания показали, что при сухой перегонке сапропеля получается примерно 25% подобных нефти продуктов.

Ученые вулканологи отмечают присутствие углеводородных газов и даже жидкой нефти в вулканических выделениях. Д.И. Менделеев обратил внимание, что открытые в то время месторождения нефти в России и в Америке как бы опоясывали могучие горные массивы Кавказ и Аппалачи. В 1877 году Д.И. Менделеев сформулировал гипотезу минерального происхождения нефти, иначе называемой карбидной теорией. Лабораторные исследования пока­зали, что при взаимодействии воды и углеродистого железа в условиях вы­соких температур и давлений возникают различные углеводородные со­единения. На этом основании теория была сформулирована следующим образом. В недрах Земли много карбидов железа находящихся при высо­ких давлениях и температурах. В предгорных районах горные сооружения поражены многочисленными разломами и трещинами, по которым воды достигают глубин залегания карбидов. Образовавшиеся пары углеводоро­дов поднимаются по трещинам вверх и далее, после частичной конденса­ции, мигрируют по осадочным породам до непроницаемых пород.

В настоящее время, подавляющее число исследователей отдает предпочтение органической теории происхождения нефти и газа.

Состав нефти и газа.

Нефть и газ относятся к семейству органических горючих ископае­мых, получивших название каустоболитов (от греч. каустос- горючий, биос - жизнь, литос - камень), то есть горючих органических камней.

В химическом отношении нефть – это сложная смесь углеводородов и углеводородных соединений.

Химические элементы представлены в ней в следующих пропорциях: углерод – 84÷87%; водород – 12÷14%; кислород, азот и сера – 1÷5%.

В состав нефти входят три группы углеводородов: метановые (алканы или парафины) С_nН_2n+2 и относятся метановые к предельным углеводородам (наиболее устойчи­вые), нафтеновые (циклановые) С_nН_2n и являются достаточно устойчивыми, аромати­ческие (арены) С_nН_2n-m – наиболее бедные водородом, перенасыщенные или непредельные (не устойчивые). Углеводороды до С₄ при нормальных условиях представлены в виде газа, от С₅ до С₁₆ – жидкость, и при С₁₇ и выше – твердые вещества (парафин, церезин).

Помимо углеводородной составляющей в нефти выделяют: асфальто-смолистую часть, порфирины (азотные соединения органического происхождения – из хлорофилла растений и гемоглобина животных), зольная часть, к ней относятся различные минеральные соединения, например, железо, никель и ванадий.

Принято классифицировать нефть по химическому составу, плотно­сти, содержанию серы, содержанию парафина и содержанию асфальтенов и смол.

По химическому составу различают:

• метановые нефти (65 % и более метановые углеводороды);

• нафтеновые нефти (60 % и более нафтеновые углеводороды);

• нафтено-метановые;

• ароматические,

По плотности:

• легкие нефти (ρ = 650÷870 кг/м³);

• средние нефти (ρ = 871÷910 кг/м³);

• тяжелые нефти (ρ = 910÷1050 кг/м³).

По содержанию серы:

• малосернистые (содержание серы до 0,5%);

• сернистые (0,5÷2,0 %);

• высокосернистые (более 2,0%).

По содержанию парафина:

• малопарафинистые (содержание парафина до 2,0%);

• парафинистые (2,0÷6,0%);

• высокопарафинистые (более 6,0%).

Лекция_3.

Нефтяной газ и его свойства.

Горючие газы нефтяных и газовых месторождений по хими­ческой природе сходны с нефтью. Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Самый легкий из всех углеводоро­дов — метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых место­рождений, его содержится от 40 до 95% и более (по отноше­нию ко всему количеству газа).

Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных га­зов, отличаются друг от друга физическими свойствами. Это отражается и на физических свойствах нефтяного газа. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов (ме­тана и этана), тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, содержание метана и этана незначительно.

При атмосферных условиях (и при температуре 0°С) ме­тан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также относятся к газам, но они очень легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях.

Давление, необходимое для перехода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, называется упру­гостью его паров и повышается с ростом температуры. При дан­ной температуре оно тем больше, чем ниже плотность угле­водорода.

Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна – 82,1^оС. Так же трудно переходит в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разде­ляются на две группы – сухие и жирные.

Сухой газ – естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержание их незначительно.

Жирный газ – газ, в котором тяжелые углеводороды содер­жатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана.

Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначи­тельных количествах углекислый газ, азот, сероводород, ге­лий и т. п.

Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность, которая колеблется от 0,72 у ме­тана до 3,2 кг/м³ у пентана.

Месторождения нефти и газа.

Под месторождением нефти и газа понимается сово­купность залежей одной и той же группы (например, сводовых пластовых или массивных и т. д.), находящихся в недрах зем­ной коры единой площади.

Приведенное определение нуждается в пояснении, так как оно содержит некоторую условность и обобщенность. Услов­ность состоит в том, что нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином «месторож­дение» надо понимать не место рождения нефти и газа, а ме­сто залегания ловушки, в которую попали эти полезные иско­паемые вследствие миграции.

Обобщенность заключается в том, что месторождение нефти и газа может содержать от одной до нескольких десятков за­лежей. Единичная залежь может считаться месторождением в том случае, если с учетом запасов нефти и газа целесооб­разна ее разработка. Несколько залежей могут входить в одно месторождение при условии, если они характеризуются одно­типными структурами, определяющими общность организации поисков, разведки и добычи нефти и газа.

Однако не всегда можно определять границы месторожде­ния только с учетом типа структуры. Иногда крупная структура характеризует целую зону нефтегазонакопления, содер­жащую несколько месторождений нефти и газа. Примером та­кой зоны может служить залегание осадочных горных пород, характеризующееся одним типом структуры – моноклиналью. Но моноклиналь на своем протяжении может иметь различ­ного рода экранированные залежи. В этом случае не исклю­чена возможность образования нескольких разрозненных зале­жей нефти и газа, требующих разного подхода к организации работ по разведке и добыче полезного ископаемого. В ре­зультате единая моноклинальная структура, являющаяся зо­ной нефтегазонакоплення, разбивается по территориальному признаку на несколько месторождений. Поэтому в определении понятия «месторождение нефти и газах» говорится не только о типе структуры, но и о распространении залежей в недрах земной коры одной и той же площади.

Существование в земной коре двух основных геологиче­ских структур – геосинклиналей и платформ – предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

I класс – месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

II класс – месторождения, сформировавшиеся в платфор­менных областях.

Характерные представители I класса – месторождения Се­верного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Уз­бекистана, Таджикистана и о. Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, в Западной Сибири, относятся к месторождениям II класса.

Лекция_4.

Геология земной коры.

Предполагается, что Земля состоит из нескольких оболочек: литосферы (до глубин 570 км), мантии (28502900 км) и ядра (6378 км).

Литосферу Земли называют земной корой. Это наиболее изученная часть Земли, играющая определяющую роль в жизни людей.

Земная кора сложена горными породами, состоящими из минералов.

Минералы – природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам. В земной коре содержится: до 25% силикатов, до 12% окислов, до 13% фосфатов, порядка 18% солей ортомышьяковой кислоты и ванадатов и другие минералы.

Горные породы – агрегаты минералов более или менее постоянного состава, образующие самостоятельные геологические тела.

По происхождению горные породы бывают: изверженные (магмати­ческие), осадочные и метаморфические (видоизмененные).

Нефтяные и газовые месторождения всегда связаны с осадочными породами, которые, в свою очередь, подразделяются на четыре группы:

• обломочные породы (галечник, гравий, песок, песчаник, глина и другие);

• породы химического происхождения (соли, выпадающие из раство­ров – туфы, железняки, гипс и другие);

• породы органического происхождения (известняки, мел);

• породы смешанного происхождения.

Характерным признаком залегания осадочных пород является их слоистость. В толще осадочных пород каждый слой (пласт) отделен от другого поверхностью напластования. Верхняя поверхность пласта назы­вается кровлей, нижняя – подошвой.

Первоначально горизонтально залегающие пласты затем подвергают­ся деформациям в результате движения земной коры. Движения земной коры могут быть колебательными, складчатыми и разрывными.

В результате колебательного движения образуются очень пологие прогибы (синеклизы) и вздутия (антиклизы).

Рис. 1. Схема складки

Рис. 2. Схема разрывного движения пласта

Складчатое движение приводит к образованию складок (рис. 1).

При образовании складок пласты часто не выдерживают напряжений и разрываются, при этом пласты сдвигаются относительно друг друга (рис. 2).

С изменением расстояния от поверхности Земли возрастают давление и температура в пласте.

Давление возрастает на 0,1 МПа при заглублении на 812 метров, в среднем на 10 м.

Приращение давления на 10 метров глубины называется гидростатическим градиентом (Г). Используя этот градиент можно оценить давление в пласте:

,

где Р_пл – давление в пласте, МПа; Н – глубина залегания пласта, м; Г=0,080,12 МПа.

Приращение температуры на 1 м глубины называют геотермическим градиентом:

где t_пл – температура в пласте, ^оС; t_н – температура нейтрального слоя, ^оС; Н – глубина залегания пласта, м; h – глубина залегания нейтрального слоя, м.

До глубины h=1040 м расположен слой с постоянной годовой температурой - нейтральный слой. Температура грунта в нейтральном слое на 12 градуса выше среднегодовой температуры воздуха.

Характеристика нефтяных и газовых месторождений.

Месторождением называется совокупность залежей, приуроченная к единой геологической структуре.

Залежь – единичное скопление нефти и газа в горных породах.

Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для воды, нефти и газа и способные быть их вместилищами, называются коллекто­рами (пески, песчаники, известняки и другие).

Подавляющее большинство коллекторов заполнено водой. Нефть и газ мигрируют по коллектору до так называемых ловушек. Ловушки могут быть сводовыми или экранированными.

Сводовая ловушка образуется в антиклинали складки при наличии в кровле и в подошве пласта плохо проницаемых пород (рис. 3).

Экранированные ловушки могут быть стратиграфически экранированными (рис. 4а), тектонически экранированными (рис. 46) и литологически экранированными (рис. 4в).

Рис. 3. Сводовая ловушка

Рис. 4. Экранированные ловушки

Лекция_5.

Поиск и разведка месторождений.

Комплекс поисково-разведочных работ включает в себя геологические, геофизические и геохимические работы с последующим бурением скважин.

Поисково-разведочные работы производятся в три этапа.

1. Общая геологическая съемка.

Производятся небольшие расчистки местности для обнажения коренных пород, что дает возможность получить представление о геологическом строении современных отложений.

2. Детальная структурно-геологическая съемка.

Бурят картировочные и структурные скважины глубиной 20400 м для определения мощности наносных и современных отложений, а также для установления формы залегания слоев, сложенных коренными породами.

Далее производится разведка геофизическими и геохимическими методами.

Наиболее распространенными из геофизических методов являются сейсмическая разведка и электрическая разведка.

При сейсмической разведке по времени прихода отраженных волн судят об условиях залегания пород. Сейсмические волны создают путем взрывов в мелких скважинах. В настоящее время широко используется не взрывное создание сейсмических волн. В этих целях применяют источники импульсной вибрации и электродинамические токи.

Электрическая разведка базируется на способности пород пропускать электрический ток. Известно, что граниты, известняки, песчаники, насыщенные водой, хорошо проводят электрический ток, а эти же породы, насыщенные нефтью, практически не обладают электропроводностью. Зная величину сопротивления различных горных пород, можно по характеру распределения электрического поля определить последовательность и условия их залегания.

Применение геофизических методов позволяет выявлять структуры, благоприятные для образования ловушек нефти и газа.

Оценка перспективности ловушек на нефть и газ производится геохи­мическими методами разведки: газовой и бактериологической съемкой.

Газовая съемка основана на диффузии углеводородов. Геохимики определяют на исследуемой площади содержание углеводородов в воздухе. Повышенное содержание углеводородов указывает на перспективность данной площади.

Биологическая съемка основана на поиске бактерий, пищей для кото­рых являются углеводороды. Анализ почв позволяет обнаружить места скопления этих бактерий, а следовательно, и перспективных на содержа­ние нефти и газа ловушек.

Таким образом, результаты газовой и бактериологической съемки взаимно дополняют друг друга, что обеспечивает реальность планирова­ния буровых работ на исследуемой площади.

3. Глубинное бурение скважин.

На перспективной площади производится бурение поисковых сква­жин. Получением из поисковых скважин притока нефти или газа заканчи­ваются поисковые работы и начинается детальная разведка открытого ме­сторождения.

На площади одновременно бурят оконтуривающие, оценочные и кон­трольно-исследовательские скважины для установления границ залежи и контроля за ходом разработки месторождения.

При наличии необходимого для разведки месторождения числа сква­жин заканчивается период поисково-разведочных работ и начинается пе­риод бурения эксплуатационных скважин, через которые будет осуществ­ляться добыча нефти или газа из недр Земли.

Способы бурения скважин.

Существует два способа бурения скважин: ударное и вращательное.

Бурение нефтяных и газовых скважин производится только враща­тельным способом.

При вращательном бурении скважина углубляется в результате одно­временного воздействия на породу крутящего момента и осевой нагрузки на долото, создаваемой частью бурильной колонны. В зависимости от типа долота производится либо сплошное разрушение всей массы породы (сплошное бурение) или только кольцевого пространства у стенок сква­жины (колонковое бурение). Образовавшийся при колонковом бурении цилиндр (керн) извлекается на поверхность, что позволяет изучить геоло­гическое строение пройденных пластов.

Существуют два способа вращательного бурения: роторный и с за­бойным двигателем.

При роторном бурении вращается вся буровая колонна от двигателя, установленного на поверхности.

При бурении с забойным двигателем буровая колонна остается не­подвижной и вращается только долото от двигателя, установленного над долотом. Широко используются два типа забойных двигателей: турбобур и электробур.

По характеру разрушения пород используются долота трех типов:

• режущего и скалывающего типа – лопастные долота;

• скалывающего и дробящего типа – шарошечные долота;

• истирающего типа – алмазные долота.

При бурении нефтяных и газовых скважин чаще всего используются шарошечные долота диаметром от 93 до 490 мм. В крепких и абразивных породах используются алмазные долота, позволяющие пробурить одним долотом 250300 метров скважины, что в 15-20 раз больше, чем шарошечным долотом.

Все работы, связанные с бурением скважины, включают в себя:

1) подготовительные работы к монтажу вышки и оборудования (выбор места, прокладка подъездных дорог, линий электропередачи и связи,планирование площадки);

2) монтаж вышки и оборудования;

3) подготовительные работы к бурению скважины (установка направления, опробование оборудования);

4) бурение скважины;

5) крепление скважины обсадными трубами;

6) заканчивание скважины;

7) демонтаж вышки и оборудования.

Процесс бурения состоит из следующих операций:

1) спуск бурильного оборудования в скважину;

2) вращение долота и разрушение породы;

3) промывка забоя скважины буровым раствором или продувка воздухом;

4) наращивание буровой колонны;