Історія розвитку бурових вишок

«АСТРАХАНСЬКИЙ державний технічний університет»

РЕФЕРАТ

на тему:

Історія розвитку бурових вишок

виконала:

студентка 1 курсу по

напрямом підготовки

«Технологічні машини і обладнання»

Плотникова Анна Сергіївна

перевірила

викладач історії техніки,

Лисова Віра Миколаївна

Астрахань - 2015

зміст

Вступ

Розділ 1. Бурові установки. Їх пристроїв і види

1.1 Бурові вишки

1.2 Засоби малої механізації спуско-підйомних операцій

1.3 Наземне обладнання, що використовується при бурінні

1.4 Циркуляційна система бурової установки

Розділ 2. Історія буріння нафтових і газових свердловин

2. 1 Промисловий видобуток нафти в Росії

2.1.1 Буріння нафтових свердловин на Тамані

2.1.2 Буріння нафтових свердловин в Грозненському районі

2.1.3 Буріння нафтових свердловин в Азербайджані

2.1.4 Буріння нафтових свердловин в ХІХ ст. в інших районах Росії

Розділ 3. Історія розвитку морського буріння

3.1 Типи морських бурових установок

3.2 Технології буріння свердловин на акваторіях і типи бурових установок

3.3 Буріння на нафту і газ в арктичних умовах

3.4 Умови буріння на море

3.5 Аварії на платформах

висновок

Список використаної літератури

Вступ

Як правило, в природі нафту розташовується в пористих породах, в яких рідина може накопичуватися і переміщатися. Такі породи називають колекторами. Але щоб утворилася поклад, необхідна присутність так званих покришок - непроникних порід, які перешкоджають міграції. Таким чином, щоб знайти родовище нафти, необхідно знайти можливі пастки, в яких вона могла зібратися. Спочатку потенційно нафтоносний район досліджували візуально, навчившись виявляти присутність нафтових покладів за багатьма непрямими ознаками. Однак щоб пошуки були максимально успішними, необхідно було вміти "бачити що під землею". Це стало можливим завдяки геофізичним методам дослідження. Найбільш ефективним інструментом виявився сейсмограф, який був призначений для реєстрації землетрусів. Його здатність вловлювати механічні коливання в нагоді в геологорозвідувальному справі. Коливання від вибухів динамітних снарядів переломлюються підземними структурами, і, реєструючи їх, можна визначити розташування і форму підземних пластів. Однак важливим методом дослідження є опорна буріння. Керн, отриманий з глибоких свердловин, ретельно вивчається по верствам геофізичними, геохімічними, гідрогеологічними і іншими методами. Для такого виду досліджень буряться свердловини глибиною до 7 кілометрів. Після того як геолог-нафтовик виявить район, сприятливий для скупчення нафти або газу, на цьому місці починається буріння нафтових свердловин. На одному родовищі бурять від декількох десятків до декількох тисяч свердловин - не тільки нафтових, а й контрольних, і нагнітальних свердловин - для закачування води або газу.

Перші повідомлення про свердловинах для видобутку води і соляних розсолів містяться в роботах філософа Конфуція. Однак поштовхом для розвитку буріння послужила зростаюча потреба людської цивілізації в енергетичних ресурсах. Прискорений розвиток сучасної цивілізації було б неможливим без найважливіших паливно-енергетичних ресурсів, якими є нафта і газ.

Діоскорид (I століття н.е.) в своїх творах описував родовища нафти і її застосування.

Найперші відомості про видобутку нафти на Апшероне (Апшеронський півострів) можна знайти в древнеалбанскіх письмових джерелах до VII століття н.е. А численні достовірні дані про ранню колодязної нафтовидобутку на Апшеронському півострові з VIII по XIII століття ми знаходимо у арабських вчених - Баладзорі, Масуді, Істахрі-Абу, Абу-Дулаф, Мухаммед Бекран. Так, Масуді у своєму творі "Середня книга" (перша половина X ст.) Зазначає, що «В Баку було два головних джерела: з одного добувалася жовта і біла нафту, а з іншого - чорна і синя. Доходи з кожного джерела становить 1000 дирхемів », тобто близько 250 рублів на рік.

Найбільші нафтові колодязі Апшерону розміщувалися біля селищ Балахани, Сурахани, Бібі-Ейбат, Сабунчи, Романи, шуба і Бинагади. Відомий геолог, професор Мельхіор Неймайера в своїй книзі «Історія Землі» підкреслював, що «Цікавим супутником бакинської нафти є гази, що виділяються з-під землі; за старих часів у Сураханах вони давали початок священним вогнів, до яких стікалися величезні натовпи індійських шанувальників ».

Нафта відома з глибини століть: вже в стародавній Персії (Іран) язичницькі жерці добували її з колодязів для священного вогню. А будівельним матеріалом для побудови Вавилона і Ніневії була асфальтова (гірська або мінеральна) смола, яка утворювалася в залишку від випаровування нафти, що видобувається на річці Ісі, притоці Євфрату.

Історія рясніє достатньою кількістю прикладів про застосування нафти і у військовій справі - про це стверджували: карфагенский полководець Ганнібал (246-183 до н.е.), давньоримський вчений Пліній - старший (23-79 н.е.) і ін .. Нафта входила до складу так званого «грецького вогню» (суміш селітри, сірки і нафти), який успішно застосовувався при війнах в стародавні і середні віки: «вогонь» горів на воді, підпалюючи ворожі суду.

Після 70-х років XIX ст. почалася повсюдна промисловий видобуток нафти в Російській імперії і за кордоном з одночасним розвитком досліджень в галузі нафтохімії та нафтової технології. Величезну роль у великому дослідженні нафти і нафтопродуктів зіграли блискучі роботи і відкриття хіміків і технологів різних країн - Д. Менделєєва, A. Бутлерова, Ф. Бейльштейна, К. Райхенбаха, К. Шорлеммер, К. Енглер,
В. Марковникова, В. Оглобліна, Ю. Лермонтова, К. Лисенко, А. Літнього, А. Никифорова.

Однак початок промислового використання нафти було покладено після винаходу крекінг-процесу. Вперше розроблені Володимиром Шуховим (1891 г.) і пізніше, Вільямом Бартоном (1913 р) основи термічного крекінг-процесу, дали можливість перетворювати високомолекулярні вуглеводні в низькомолекулярні; а вже після детального вивчення особливостей крекінг-процесу близько половини нафти, що видобувається перероблялося в бензинові фракції. Пізніше, крекінг-процес був доповнений створенням способу каталітичного гідрування насичених вуглеводнів, що утворюються при розщепленні нафти.

Для успішного розвитку нафтової промисловості в Росії необхідно було провести цілий ряд перетворень, як політичного, так і технологічного характеру. Треба було, по-перше, покінчити з кріпацтвом і скасувати відкупну систему, далі - поліпшити техніку переробки і транспортування нафти, найбільш повно використовувати нафту, отримуючи з неї не тільки гас і мазут, а й мастила, і інші цінні продукти.

Скасування кріпосного права на основі «Високого Положення від 19 лютого 1861» на Кавказі була проведена лише в 1864 р І тоді на нафтові промисли і нафтопереробні заводи прийшли наймані робітники.

Видобуток нафти з свердловин у багато разів перевищувала видобуток з колодязів. Застосування парової машини в бурових установках призвело до технічного перевороту на старих нафтових промислах і до появи нових.

Впровадження з 1869-1870 рр. буріння в нафтовидобуток, скасування відкупу в 1872 р, надання права приватним особам брати в оренду нафтоносні землі і великий попит на нафтопродукти сприяли бурхливому зростанню нафтової промисловості в Росії.

Багато країн пов'язують народження своєї нафтової промисловості з бурінням першої свердловини, що дала промислову нафту. Так, в Румунії відлік ведеться з 1857 р, в Канаді - з 1858 р в Венесуелі - з 1863 р У Росії довгий час вважалося, що перша нафтова свердловина була пробурена в 1864 р на Кубані на березі р. Кудако під керівництвом полковника А. Н. Новосильцева. Тому в 1964 р у нас в країні урочисто відзначили 100-річчя вітчизняної нафтової промисловості і з тих пір кожен рік відзначають «День працівника нафтової і газової промисловості».

Розділ 1. Бурові установки. Їх пристроїв і види

Бурова установка - це до омплекс наземного обладнання, необхідний для виконання операцій по проводці свердловини. До складу бурової установки входять (рис унок - 1):

- бурова вишка;

- обладнання для механізації спуско-підйомних операцій;

- наземне обладнання, безпосередньо використовується при бурінні;

- силовий привід;

- циркуляційна система бурового розчину;

- прівишечних споруди.

1.1 Бурові вишки

Бурова вишка - це спорудження над свердловиною для спуску і підйому бурового інструменту, забійних двигунів, бурильних і обсадних труб, розміщення бурильних свічок (з'єднання двох-трьох бурильних труб між собою довжиною 25 ... 36 м) після підйому їх з свердловини і захисту бурової бригади від вітру і атмосферних опадів.

Рі Сунок 1 - Схема буріння свердловини

Розрізняють два типу вишок: баштові (малюнок - 2) і щоглові (малюнок - 3). Їх виготовляють з труб або прокатної сталі.

Баштова вишка являє собою правильну усічену чотиригранну піраміду гратчастої конструкції. Її основними елементами є ноги - 1, ворота - 2, балкон верхнього робочого - 3, подкронблочная майданчик - 4, козли - 5, поперечні пояса - 6, стяжки - 7, маршові сходи - 8.

Вишки щоглового типу бувають одноопорні і двоопорні (А-образні). Останні найбільш поширені.

У конструкцію щогловою вишки А-образного типу входять підйомна стійка - 1, секції щогли - 2,3,4,6, пожежна драбина - 5, монтажні козли для ремонту кронблока - 7, подкронблочная рама - 8, розтяжки - 9, 10, 14 , відтягнення - 11, тунельні сходи - 12, балкон верхнього робочого - 13, запобіжний пояс - 15 -, маршові сходи - 16, шарнір - 17.

А-образні вишки більш трудомісткі у виготовленні і тому дорожчі. Вони менш стійкі, але їх простіше перевозити з місця на місце і потім монтувати.

Малюнок 2 - Вишка ВМ-41 (1 - нога; 2 - ворота; 3 - балкон; 4 - подкронблочная майданчик; 5 - монтажні козли; 6 - поперечні пояса; 7 - стяжки; 8 - маршові сходи)

Основні параметри вишки - вантажопідйомність, висота, ємність «магазинів» (сховищ для свічок бурильних труб), розміри верхнього і нижнього підстав, довжина свічки, маса.

Вантажопідйомність вишки - це гранично допустима вертикальна статичне навантаження, яка не повинна бути перевищена в процесі всього циклу проводки свердловини.

Висота вежі визначає довжину свічки, яку можна витягти зі свердловини і від величини якої залежить тривалість спускопідйомні операцій. Чим більше довжина свічки, тим на менше число частин необхідно розбирати колону бурильних труб при зміні бурового інструменту. Скорочується і час подальшого складання колони. Тому з ростом глибини буріння висота і вантажопідйомність вишок збільшуються. Так, для б Урень свердловин на глибину 300 - 500 м і Використовується вишка висотою 16 - 18 м, глибину 2000 - 3000 м заввишки 42 м і на глибину 4000 - 6500 м - 53 м.

Ємність «магазинів» показує яка сумарна довжина бурильних труб діаметром 114 - 168 мм може бути розміщена в них. Практично місткість «магазинів» показує на яку глибину може бути здійснено буріння за допомогою конкретної вишки.

Розміри верхнього і нижнього підстав характеризують умови роботи бурової бригади з урахуванням розміщення бурового обладнання, бурильного інструменту і засобів механізації спуско операцій. Розмір верхнього підстави вишок становить 2x2 м або 2,6x2,6 м, нижнього 8x8 м або 10x10 м.

Загальна маса бурових вишок становить кілька десятків тонн.

Малюнок 3 - Щоглова вишка А-образного типу: 1 - підйомна стійка; 2, 3, 4, 6 - секція щогли; 5 - пожежна драбина; 7 - монтажні козли для ремонту кронблока; 8 - подкронблочная рама; 9, 10, 14 - розтяжки; 11 - відтягнення; 12 - тунельні сходи; 13 - балкон; 15 - запобіжний пояс; 16 - маршові сходи; 17 - шарнір.

буріння свердловина циркуляційний обладнання

1.2 Засоби малої механізації спуско-підйомних операцій

Засоби малої механізації для спуско-підйомних операцій включає Талеві систему і лебідку.

Талевого система складається з нерухомого кронблока (рисунок - 4), встановленого у верхній частині бурової вишки, талевого блоку (малюнок - 5), з'єднаного з кронбло кому талевого канатом, один кінець якого кріпиться до барабана лебідки, а інший закріплений нерухомо, і бурового гака . Талевого система є поліспасти (системою блоків), який в буровій установці призначений в основному, для зменшення натягу талевого каната, а також для зниження швидкості руху бурильного інструменту, обсадних і бурильних труб.

Іноді застосовують гакоблоки - поєднану конструкцію талевого блоку і бурового гака.

На гаку підвішується бурильний інструмент: при бурінні - за допомогою вертлюга, а при спускопод'емних операціях - з п омощь ш тропів і елеватора (малюнок - 6).

Бурова лебідка призначена для виконання наступних операцій:

1) спуску і підйому бурильних і обсадних труб;

2) утримання у висячому положенні бурильного інструменту;

3) підтягування різних вантажів, підйому обладнання та вишок в процесі монтажу установок і т.п.

Бурова установка комплектується бурової лебідкою відповідної вантажопідйомності.

Малюнок 4 - Кронблоки: 1 - шкіф; 2 - вісь; 3 - рама; 4 - запобіжний кожух; 5 - допоміжні шкіф. Малюнок 5 - Талевий блок: 1 - траверса; 2 - шкіф; 3 - вісь; 4 - запобіжні кожухи; 5 - щоки; 6 - сережка.

Малюнок 6 - Схема підвішування бурильної труби при спуско-підйомних операціях: а - схема; б - елеватор; 1 - бурильна труба; 2 - елеватор; 3 - Штроп.

Для механізації операцій по згвинчення і розгвинчування замкових з'єднань бурильної колони впроваджені автоматичні бурові ключі АКБ-ЗМ і підвісні ключі ПБК-1, пневматичний клиновий захоплення ПКР-560 для механізованого захоплення і звільнення бурильних труб.

Ключ АКБ-ЗМ (малюнок - 7) встановлюється між Лебе дкой і ротором на спеціальному фундаменті. Його основними частинами є блок ключа 1, каретка з пневматичними циліндрами 2, стійка 3 і пульт управління 4. Блок ключа - основний механізм, безпосередньо згвинчувати і розгвинчуватися бурильні труби. Він змонтований на каретці, яка переміщається за допомогою двох пневматичних циліндрів по напрямних: або до бурильної трубі, встановленої в роторі, або від неї.

Затискні пристрої, як і механізм пересування блоку ключа, працюють від пневматичних циліндрів, що включаються з пульта управління 4. Для цього в систему подається стиснене повітря від ресивера.

Малюнок 7 - Ключ бурової АКБ-ЗМ: 1 - блок ключа; 2 - каретка з пневматичними циліндрами; 3 - стійка; 4 - пульт управління.

Ключ ПБК-1 підвішується в бурової на канаті. Висота його підвіски регулюється пневматичним циліндром з пульта управління.

Пневматичний клиновий захоплення ПКР-560 служить для механізованого захоплення і звільнення бурильних і обсадних труб. Він монтується в роторі і має чотири клина, керованих з пульта за допомогою пневмоциліндра.

1.3 Наземне обладнання, що використовується при бурінні

Наземне обладнання, безпосередньо використовується при бурінні, включає вертлюг, бурові насоси, напірний рукав і ротор.

Вертлюг (рисунок - 8) - це механізм, який би з'єднав що не обертаються Талеві систему і бурової гак з обертовими бурильними трубами, а також забезпечує введення в них промивальної рідини під тиском. Корпус 2 вертлюга підвішується на буровому гаку (або крюкоблок) за допомогою штропа 4. У центрі корпусу проходить напірна труба 5, що переходить в стовбур 7, з'єднаний з бурильними трубами. Саме до напірної трубі присівши единящей напірний рукав для подачі промивної рідини в свердловину. Напорная труба і стовбур жорстко не пов'язані, а останній встановлений в корпусі 2 на підшипниках 1, чим забезпечується нерухоме положення штропа, корпусу і напірної труби при обертанні б урільних труб разом зі стовбуром. Для герметизації наявних зазорів між нерухомою і рухомою частинами вертлюга служать сальники 3.

Малюнок 8 - Вертлюг: 1 - підшипники; 2 - корпус; 3 - сальники; 4 - щтроп; 5 - напірна труба; 6 - кришка корпусу; 7 - стовбур.

Бурові насоси служать для нагнітання бурового розчину в свердловину. При глибокому бурінні їх роль, як правило, виконують поршневі двоциліндрові насоси подвійної дії. Напірний рукав (бурової шланг) призначений для подачі промивної рідини під тиском від нерухомого стояка до переміщається вертлюга.

Ротор (рис унок - 9) передає обертальний рух бурильного інструменту, підтримує на вазі колону бурильних або обсадних труб і сприймає реактивний крутний момент колони, створюваний забійними двигуном. Ротор складається з станини 1, у внутрішній порожнині якої встановлений на підшипнику стіл 2 з укріпленим зубчастим вінцем, вала 6 з ланцюговим колесом з одного боку і конічної шестернею - з іншого, кожуха 5 з зовнішньої ріфельной поверхнею, вкладишів 4 і затискачів 3 для провідної труби . Під час роботи обертальний рух від лебідки за допомогою ланцюгової передачі повідомляється валу і перетворюється в поступальний вертикальний рух провідної труби, затиснутою в роторному столі зажимами.

Малюнок 9 - Ротор: 1 - станина; 2 - стіл з укріпленим зубчастим вінцем; 3 - затискачі; 4 - вкладиші; 5 - кожух; 6 - вал.

Силовий привід забезпечує функціонування всієї бурової установки - він постачає енергією лебідку, бурові насоси і ротор.

Привід бурової установки може бути дизельним, електричним, дизель- електричним і дизель-гідравлічним. Дизельний привід застосовують в районах, які не забезпечені електроенергією необхідної потужності. Електричний привід від електродвигунів змінного і постійного струму відрізняється простотою в монтажі та експлуатації, високою надійністю і економічністю, але застосуємо тільки в електрифікованих районах. Дизель-електричний привід з дизеля, який обертає генератор, який живить, в свою чергу, електродвигун. Дизель-гідравлічний привід складається з двигуна внутрішнього згоряння і турбопередачі. Останні два типи приводу автономні, але на відміну від дизельного не містять громіздких коробок передач і складних сполучних частин, мають зручне управління, дозволяють плавно змінювати режим роботи лебідки або ротора в широкому діапазоні.

Сумарна потужність силового приводу бурових установок становить від 1000 до 4500 кВт. В процесі буріння вона розподіляється на привід бурових насосів і ротора. При проведенні спуско операцій основна енергія споживається лебідкою, а інша частина - компресорами, що виробляють стиснене повітря, що використовується в якості джерела енергії для автоматичного бурового ключа, підвісного бурового ключа, пневматичного клинового захоплення і ін.

1.4 Циркуляційна система бурової установки

Циркуляційна система бурової установки служить для збору і очищення відпрацьованого бурового розчину, приготування нових його порцій і закачування очищеного рас твора в свердловину. Вона включає систему відводу використаного розчину від гирла свердловини, механічні засоби відділення частинок породи, ємності для хімічної обробки, накопичення і відстою очищеного розчину, шламовий насос, блок приготування свіжого розчину та бурові насоси для закачування бурового розчину по нагнітальному трубопроводу в свердловину. До прівишечних споруд відносяться:

1) приміщення для розміщення двигунів і передавальних механізмів лебідки;

2) насосне приміщення для розміщення бурових насосів та їх двигунів;

3) прийомні містки, призначені для транспортування бурового технологічного обладнання, інструменту, матеріалів і запасних частин;

4) запасні резервуари для зберігання бурового розчину;

5) трансформаторна майданчик для установки трансформатора;

6) майданчик для розміщення механізмів з приготування бурового розчину і зберігання сухих матеріалів для нього;

7) стелажі для розміщення труб.

Розділ 2. Історія буріння нафтових і газових свердловин

На підставі археологічних знахідок і досліджень встановлено, що первісна людина близько 25 тис. Років тому при виготовленні різних інструментів свердлив в них отвори для прикріплення рукояток. Робочим інструментом при цьому служив кремнієвий бур.

У Стародавньому Єгипті обертальний буріння (свердління) застосовувалося при будівництві пірамід близько 6000 років тому.

Перші свердловини в історії людства бурили ударно-канатним способом за 2000 років до нашої ери для видобутку солі в Китаї.

До середини 19 століття нафту добувалася в невеликих кількостях, в основному з неглибоких колодязів поблизу природних виходів її на денну поверхню. З другої половини 19 століття попит на нафту почав зростати в зв'язку з широким використанням парових машин і розвитком на їх основі промисловості, яка вимагала великих кількостей мастильних речовин і більш потужних, ніж сальні свічки, джерел світла.

Буріння свердловин перший в Росії відноситься до IX століття і пов'язане з видобутком розчинів кухонної солі в районі м Стара Русса. Соляний промисел отримав великий розвиток в XV-XVII ст., Про що свідчать виявлені сліди свердловин в околицях м Солікамська. Їх глибина сягала 100 м при початковому діаметрі свердловин до 1 м.

Стінки свердловин часто вкачувалися. Тому для їх кріплення використовувалися або порожнисті стовбури дерев, або труби, сплетені з вербової кори. В кінці XIX ст. стінки свердловин стали кріпити залізними трубами. Їх гнули з листового заліза і склепуваної. При поглибленні свердловини труби просували слідом за буровим інструментом (долотом); для цього їх робили меншого діаметру, ніж попередні. Пізніше ці труби стали називати обсадними. Конструкція їх згодом була вдосконалена: замість клепаних вони стали суцільнотягнені з різьбленням на кінцях.

Перша свердловина в США була пробурена для видобутку соляного розчину поблизу м Чарлстона в Західній Вірджинії в 1806 р При подальших пошуках розсолів в 1826 р поблизу м Бернсвілла в шт. Кентуккі випадково була знайдена нафта.

У 1901 р в США вперше було застосовано обертальний роторне буріння з промиванням вибою циркулює потоком рідини. Необхідно відзначити, що винос вибуренной породи циркулює потоком води винайшов в 1848 р французький інженер Фовелль і вперше застосував цей спосіб при бурінні артезіанської свердловини в монастирі св. Домініка.

Однією з найважчих проблем, що виникли при бурінні свердловин, особливо при роторному способі, була проблема герметизації затрубного простору між обсадними трубами і стінками свердловини. Вирішив цю проблему російський інженер А.А. Богушевської, який розробив і запатентував в 1906 р спосіб закачування цементного розчину в обсадних колон.

У 1923 р випускник Томського технологічного інституту М.А. Капелюшников в співавторстві з С.М. Волохом і Н.А. Корнєєвим винайшли гідравлічний забійний двигун - турбобур, який визначив принципово новий шлях розвитку технології і техніки буріння нафтових і газових свердловин. У 1924 р в Азербайджані була пробурена перша в світі свердловина за допомогою одноступінчатого турбобура, що отримав назву турбобура Капелюшникова.

У 1937-40 гг.А.П. Островським, Н.Г. Григоряном, Н.В. Александровим і іншими була розроблена конструкція принципово нового забійного двигуна - електробура.

2.1 Промисловий видобуток нафти в Росії

2.1.1 Буріння нафтових свердловин на Тамані

Перші згадки про застосування буріння для пошуків нафти відносяться до 30-х років XIX століття. На Тамані, перш ніж рити нафтові колодязі, виробляли попередню розвідку буравом. Очевидець залишив такий опис: «Коли припускають викопати в новому місці колодязь, то спочатку пробують буравом землю, вдавлюючи покоління було і підливаючи трохи води, щоб він входив і по винятію оного, якщо буде триматися нафту, то на цьому місці починають копати чотирикутну яму».

У 1864 р на Тамані почалося буріння на землях, орендованих полковником Ардаліон Новосильцевим (1818 - 1878). Перша бурова з приводом від парової машини була закладена на лівому березі р. Кудако в 15 км від станиці Кримської і в 5 км від р. Кубані. У 1866 р з глибини 38 м був отриманий перший фонтан нафти, що стало передвісником відкриття нафтових багатств Кубанського краю. На згадку про ці події в 1964 р відзначалося сторіччя проведення перших бурових робіт, а першу неділю вересня стало святом працівників нафтової і газової промисловості країни.

Нафтові промисли на Таманському півострові і в Кубанської області продовжували розвиватися і після смерті їх відкривача А.Н. Новосильцева. У 1886 р там налічувалося 67 свердловин. Найглибша з них була пробурена на 365 м. Видобуток нафти в цьому районі в 1889 р склала 21 800 т.

2.1.2 Буріння нафтових свердловин в Грозненському районі

1817 р Підстава фортеці «Грізній», що стала центром формування козацьких станиць на Північному Кавказі. Ця фортеця дала новий поштовх розвитку колодязної видобутку нафти, яка відома з кінця XVIII - початку XIX століть. З 1833 по 1893 р з колодязів вилучено понад 50 тис. Т нафти. Колодязну видобуток нафти почали враховувати з 1833 року, коли нафтові ділянки стали здавати в оренду.

Початком промислового розвитку району прийнято вважати дні 6 жовтня 1893 року, коли із свердловини № 1 глибиною 133 м, пробуреної підприємцем Ахвердова на Ермоловском ділянці в Мамакаевской балці (Старогрозненском район), був отриманий потужний фонтан якісної нафти з дебітом 500 тисяч пудів на добу. Перші свердловини, закладені в 1892 році, бурились вручну, а потім (з 1893 року) з приводом від парових машин ударно-штанговим (бакинським) способом, сутність якого полягала в тому, що порода руйнувалася за рахунок періодичних ударів по дну (забою) свердловини спеціальним інструментом. Інструмент складався з долота (типу плотничьего), розширювача, ударної штанги з направляючими ліхтарями, розсувний штанги, бурових (підйомних) штанг, що йдуть від забою до гирла свердловини (жорстко з'єднаних між собою), і підвісний ланцюга. За допомогою ланцюга інструмент підвішувався до балансира верстата, схожого на сучасний верстат-качалку. При роботі верстата інструмент - кілька піднімався над забоєм і знову скидався, завдаючи удару по дну свердловини. У момент підйому долота над забоєм робочий повертав інструмент в точці його підвіски на деякий кут, що забезпечувало отримання циліндричної свердловини. Долото завдавало по забою 25-30 ударів в хвилину. Чистка свердловини від зруйнованої породи здійснювалася періодично за допомогою циліндричного відра з відкидним дном - желонки, що спускалася в свердловину на канаті.

Кріплення стінок свердловини здійснювалося безперервно слідом за поглибленням її клепаними металевими трубами. У міру поглиблення свердловини всередину однієї обсадної колони опускалася наступна - меншого діаметру. Початковий діаметр свердловини на грозненських промислах становив 0,65 - 0,9 м, а кінцевий - 0,15 - 0,2 м.

Внаслідок того, що буріння призупиняли для чищення та кріплення свердловини, швидкості проходки були низькими. Середня місячна швидкість поглиблення свердловини поглиблення збільшилася до 68 м при глибині свердловин 850 м і до 51 м при глибині їх 1050 м. Для кріплення в свердловину опускалося зазвичай 8-10, а іноді і більше обсадних колон.

Витрата металу на метр проходки становив 450-550 кг. Тампонаж свердловин здійснювався зазвичай шляхом задавливания обсадних труб в пласт глини.

У 1896 році товариство «стукіт і Шпис» вперше застосувало у Грозному ударне канатне буріння, яке відрізнялося від ударного нафтового лише тим, що тут замість бурових штанг долото кріпилося до канату (спочатку Пенькова, а з 1902 року - металевого). До 1907 року ударне канатне буріння майже повністю витіснило бакинський спосіб, так як в умовах грозненських родовищ воно виявилося більш рентабельним. Згодом, ударне канатне буріння стали називати грозненським способом, який використовувався тут аж до 1932 року. До 1914 року цим способом вже було пробурено 1000 свердловин. На грозненських промислах в той час випробовувалися і інші способи буріння, але поширення вони не отримали.

До початку 1901 року в Грозненському районі було близько 200 свердловин, з яких 120 експлуатувалися і давали 34,1 млн. Пудів на рік, що становило 4,5% загальноросійського видобутку нафти.

Потужні фонтани і високу якість нафти сприяли широкому розгортанню бурових робіт. За період 1898-1917 років було пробурено 539 200 м. Найбільша проходка доводиться на 1914 рік (85 000 м).

2.1.3 Буріння нафтових свердловин в Азербайджані

Вперше в світі в 1803 р бакинець Гаджи Касимбеков Мансурбеков починає морський видобуток нафти в Бібі-Ейбатской бухті з двох колодязів в 18 м і 30 м від берега. Існування першого морського промислу припинилося в 1825 р, коли сильний шторм на Каспії зруйнував колодязі.

У 1834 р директор бакинських нафтопромислів Микола Воскобойников (1801-1860 рр.) Винайшов особливий перегінний снаряд для отримання гасу з білої і чорної нафти.

У 1837 р в Балаханов, почав діяти перший на Апшероне і в світі нафтоперегінний завод Миколи Воскобойникова (перший аналогічний завод в США буде побудований в 1855 р Самюелем Кайер). На цьому заводі вперше в світі була застосована перегонка нафти разом з водяною парою, а нафта підігрівалася за допомогою природного газу.

У 1846 р в Баку на Бібі-Ейбат, за пропозицією члена Головного управління Закавказьким краєм Василя Семенова (1801-1863 рр.) Пробурена перша в світі свердловина глибиною 21 м для розвідки нафти; тобто, вперше в світі було здійснено буріння на нафту з позитивним результатом. Робота була здійснена під керівництвом директора Бакинських нафтових промислів, Корпусу гірських інженерів майора Алексєєва.

У 1847 р 8-14 липня в своїх документах намісник на Кавказі, князь Михайло Воронцов (1782-1856 рр.), Офіційно підтвердив факт закінчення буріння першої в світі нафтової свердловини на березі Каспійського моря (Бібі-Ейбат) з позитивним результатом.

У 1848 р в бакинському селищі Балахани був закладений колодязь, що дав 110 пудів нафти в добу.

У 1849 р промисловець М.Г. Селімханов на схилі гори Бібі-Ейбат заклав колодязь, з якого здобував 17-18 тис. Пудів нафти в рік.

У Росії офіційно заборонялося буріння нафтових свердловин до 1869 г. (уряд прислухався до висновків іноземних фахівців, які доводять непридатність і безперспективність буріння для видобутку нафти). Наприклад; коли в 1866 р Закавказское торгове суспільство клопотало перед урядом про дозвіл розпочати бурові роботи, то отримало відмову.

У 1869 р відкупщик І.М. Мірзоєв пробурив свою першу свердловину глибиною 64 м, в Балаханов, але невдало. У 1871 р, майже на тому ж місці він пробуріваются другу свердловину глибиною 45м, яка виявилася дуже результативною: вона давала в середньому до 2 тис. Пудів нафти в добу.

З 1872 року починається інтенсивне будівництво свердловин глибиною до 45-50 м, що призводить до майже повного припинення будівництва в бакинському районі нових колодязів.

Зі скасуванням відкупу в бакинському районі почалося посилене буріння нафтових свердловин. Число їх швидко зростала: в 1872 р була одна свердловина, в 1873 р, - 17, в 1874 р - 50, в 1875 р - 65, а в 1876 р - 101 свердловина. З'явилися потужні фонтани, які показали достаток нафти в Балаханов, Романах, Сабунчи, Забраті, Бібі-Ейбат.

Перші свердловини бурились вручну обертальним способом.Потім стали застосовувати ударно-штангові буріння з паровим приводом. При бурінні в твердих гірських породах використовували балансир, до одного кінця якого приєднувався буровий інструмент. Інший кінець балансира був з'єднаний з ведучим шківом за допомогою кривошипа. Шків обертався паровою машиною. При бурінні глибоких свердловин застосовували розсувні штанги, або ножиці. Глибокі свердловини кріпили обсадними трубами.

Спуск і підйом бурового інструменту і обсадних труб, довбання гірської породи, спуск і підйом желонки для вилучення разбуренной породи забезпечував буровий верстат, головний вал якого обертався від парової машини. Від головного валу отримував рух ланцюгової барабан, за допомогою якого піднімався і опускався буровий інструмент. Балансир приводився в рух шатуном з кривошипом, насадженим на довбальних валу.

Перша установка для обертального буріння з бурової вишкою висотою 15 м з'явилася в Баку в 1902 р Верстат її складався з трансмісійного вала і трьох шестерень. До однієї шестірні передавалося рух від парової машини єдиної передачею, від двох інших шестерень передавалося рух барабану лебідки і ротора. Глинистий розчин для виносу разбуренной породи подавався до бурильних трубах паровим насосом.

Видобуток нафти з свердловин проводилася за допомогою циліндричних відер довжиною до 6 м. У дні відра був влаштований клапан, що відкривається вгору. Таке відро, призначене для очищення свердловин, називалося желонкою, а спосіб видобутку нафти желонкою іменувався тартальним.

Перші досліди із застосування глибинних насосів для видобутку нафти в Баку були зроблені в 1876 р Але ці насоси швидко засмічувалися піском, і нафтопромисловці повернулися до звичної желонкою. У 70-х рр. 19 в. В.Г. Шухов запропонував компресорний спосіб видобутку нафти з свердловин, при якому стиснене повітря використовувався для підйому нафти (ерліфт). Цей спосіб був випробуваний в Баку в 1897 р Інший спосіб підйому нафти з свердловин - газлифт - був запропонований М.М. Тихвинський в 1914 р З усіх відомих способів видобутку нафти головним залишався тартальний. З його допомогою в 1913 р добували 95% всієї нафти.

З ростом кількості свердловин в Баку збільшувався видобуток нафти. У 1872 р було видобуто 23 тис. Т, в 1875 р - 81 тис. Т, в 1885 р - 1,9 млн. Т, а в 1901 р - 11,6 млн. Т. У 1901 р Бакинський район давав 95% загального видобутку нафти в Росії.

Число нафтоперегінних заводів в Баку також зросла, навіть житлові будинки стали переробляти під заводи. В якості палива на заводах застосовували нафту, користуючись найпримітивнішим способом спалювання - на поду топки. Місто покрився кіптявою. Жителі задихалися в диму. Адміністрація міста ще на початку 1873 р змусила заводчиків винести їх «заводи» на сусідню з містом територію, в двох верстах від нього. Там з гарячковою швидкістю виник Чорне місто, в якому вже навесні 1873р. налічувалося 80 заводів. В кінці 1870-х рр. число невеликих нафтоперегінних заводів в бакинському районі дійшло вже до 200. До технічно досконалим ставилися заводи Бакинського нафтового товариства і завод І.М. Мірзоєва. Передовою технікою був оснащений і завод братів Нобель.

У 1878 р фірмою «Барі, Ситенко і Ко» був побудований за проектом В.Г. Шухова перший нафтопровід від Бакинських промислів до Чорного міста. У 1879 р завершилося будівництво бакинської промисловий залізниці. У 1907 р почалася перекачування гасу на першу в світі магістральним трубопроводом Баку - Батумі.

2.1.4 Буріння нафтових свердловин в ХІХ ст. в інших районах Росії

У Майкопском районі видобувалося від 20 до 153 тис. Т нафти в рік при потужних фонтанах.

В геологічному відношенні Майкопський район обстежили гірські інженери В.І. Вінда і А.М. Коншин, але велике відкриття зробив в 1910-1911 рр. І.М. Губкін. Він вперше виявив новий тип покладів, названий рукавообразних і приурочений до дельт і руслах давніх річок.

На Ухтинському нафтовому родовищі в 1868 р почалися бурові роботи з ініціативи купця М.К. Сидорова (1827-1887). Свердловина глибиною 12,2 м була пробурена ручним обертальним способом. При бурінні з'ясувалося, що в твердих гірських породах необхідно застосувати ударний спосіб. Тому, за кресленнями архангельського селянина А.В. Лебедєва в 1872 р, на заводі К.Я. Соколова в Петербурзі виготовили долото, штанги і зрівняльний гвинт, за допомогою якого опускалися в міру поглиблення свердловини прикріплені до балансира штанги.

У 1872 році під керівництвом А.В. Лебедєва вироблялося буріння спочатку обертальним, а потім ударним на безперервних штангах, загвинченому з долотом, а на великій глибині - канатним способом. У вересні 1872 нафтовий промисел відвідав австрійський геолог Г. Гефер, який разом з М.К. Сидоровим оглянув бурові роботи, разбуренной породи і висловив припущення, що Ухтинскому родовище має бути багата нафтою. Г. Гефер був здивований, що селянин А.В. Лебедєв, що не навчався раніше гірничої справи, вів бурові роботи, як досвідчений інженер. Свердловину пробурили на глибину 52,9 м, нафти видобули 32 т. Її вивезли на промислові виставки, передали в лабораторії для дослідження і використовували в якості палива на приналежному М.К. Сидорову пароплаві, який плавав по Печорі.

У 1911-1913 рр. розвідувальні роботи на Ухті проводила експедиція Гірського департаменту під керівництвом гірничого інженера В.І. Стукачева. Ці роботи підтвердили нафтоносність Ухтинского району. Але свердловини давали невелику кількість нафти - 300 - 600 кг на добу.

У Урало-Волзькому нафтовому районі вперше буріння на нафту почав в 1865 р Бугульминский поміщик Н.Я. Малокіенко. Він пробурив кілька неглибоких шахт, з яких здобув 80 відер нафти і близько 33 т асфальту. Нафта він переробляв на невеликому керосиновом заводі. Гас і асфальт окупали витрат на їх отримання, і в 1867 р підприємство було закрито.

У 1867 р муромський купець Ф.І. Смолянінов пробурив дві свердловини біля села Сюкеево. Він мав намір видобувати нафту на недалекій відстані від свого заводу нафтових мастил в селі Коржавіним, першого в історії нафтового справи.

Перші докладні описи проявів нафти на берегах р. Білій проти села Ішімбаево і в 4 км вгору від нього, навпаки села Нижня Буранчіно, дав геолог В.І. Меллер (1840-1910). У 1896 р Мензелінскій міський голова Д.Ф. Дубінін запросив бурового майстра з Грозного і пробурив п'ять свердловин глибиною від 10 до 72 м біля сіл Нижня Буранчіно і Кусяпкулово. У 1900 р він звернувся в Міністерство землеробства і державного майна та Геологічний комітет з проханням організувати розвідку нафти за казенний рахунок. Геолог А.А. Краснопільський в своєму звіті про поїздку в Ішімбаево зазначив, що розвідувати нафту в цьому районі за рахунок держави не варто, так як можлива лише асфальтова промисловість.

Розділ 3. Історія розвитку морського буріння

Морське буріння - різновид бурових робіт, виконуваних на акваторіях Світового океану і внутрішніх морів з метою пошуку, розвідки та розробки нафти, газу та інших корисних копалин, а також інженерно-геологічних вишукувань і наукових досліджень.

Запаси вуглеводнів на суші представляють лише малу частину всіх запасів, прихованих в надрах землі. Більшу частину розвіданих запасів становлять запаси, приховані в акваторіях морів і океанів. Тому, імовірно ще величезна кількість ресурсів належить знайти. І з огляду на актуальність розвідки і експлуатації родовищ вуглеводнів в наш час, вони будуть розвідані.

Але в даний момент зробити це не дозволяє недостатній рівень розвитку технологій. Тому дана сфера також штовхає вперед і всі інші науки в процесі свого розвитку.

Морське буріння довгий час розвивалося невисокими темпами. Цьому сприяли наявність достатньої кількості родовищ на суші і простота їх розробки і експлуатації в порівнянні з морськими родовищами. Так, незважаючи на те, що перше буріння на море було проведено ще в 1897 році, в нашій країні перша морська свердловина була пробурена в 1925 році, в бухті Ілліча.

Способів дістатися до природних багатств, віддалені х від суші існує кілька - споруда бурової вишки на палях, забитих на мілководді або «продовження» берега. Так, в районі Баку була засипана Бібі-Ейбатская бухта в 1926 році, і на її місці створено нафтовий промисел. Ще один подібний нереалізований проект був запропонований після виявлення в Північному морі великих покладів нафти і газу понад півстоліття тому. Він припускав будівництво двох дамб - через протоку Ла-Манш в районі Дувра і між Данією і Шотландією, - завдяки яким з'явилася б можливість відкачати воду з величезної ділянки мілководного Північного моря.

Перша в СРСР свердловина у відкритому морі була пробурена в 1949 році в Каспійському морі. Там же пізніше почалося будівництво міста «Нафтові камені» на сталевих палях.

Але, незважаючи на цю колишню неспішність у розробці морських родовищ, з 1950-х років Обсяг видобутку нафти і газу на морських родовищах в обсязі світового видобутку цих корисних копалин постійно збільшувався. У 1960 р Він склав -14,7% (103 млн.т), в 1970 р - 14,7% (343 млн.т), а в 1975 р - 17% (440 млн.т), зараз він становить більше 30%. Якщо в середині 50-х років підводний розвідку на нафту вели лише п'ять фірм в чотирьох країнах, то в кінці 60-х це було вже кілька сотень фірм в 75 країнах світу. До цього часу вже 30 країн здійснювали видобуток нафти і газу на морських родовищах. Було пробурено близько 10000 свердловин в прибережних районах при глибині вод до 100 м. І тільки за другу половину 60-х років обсяг видобутку нафти на морських родовищах виріс в 3,5 рази.

У 70-х роках підводний розвідка на нафту і газ значно активізувалася, особливо в північних морях, що обумовлено в першу чергу зрослими технічними можливостями і великими перспективами нафтогазоносності цих районів. Після відкриття перспективних родовищ нафти і газу в Північному морі, почалася розвідка в інших районах шельфу Європейського континенту. Великі надії покладалися на Індійський океан, вважалося, що поруч з північно-західним узбережжям Австралії залягає одне з найбільших в світі родовищ природного газу.

Для видобутку нафти і газу на морському родовищі зазвичай використовують кілька об'єктів. У них входять:

- б рівнів плат форми, з яких бурять свердловини;

- т рубопроводи, що зв'язують свердловину і сушу;

- н аземние об'єкти для переробки та зберігання нафти.

Часто родовища розташовуються недалеко від берега, на так званому шельфі. Шельф - це розташована під водою частину материка, обмежена берегом з одного боку і бровкою - чітка лінія вздовж якої глибина вод різко збільшується - з іншого. Глибина вод над бровкою варіюється в досить широкому діапазоні - від 100 метрів до півтора кілометрів, як, наприклад, на півдні Охотського моря.

Спосіб буріння, як правило, вибирають в першу чергу в залежності від глибини (рис унок - 10). На невеликій глибині часто споруджують невеликі укріплені будови, базуючись на яких, і бурять морське дно. Таким чином, нафта добувалася на Каспійських родовищах. Але використання цього способу досить ризиковано в холодних водах. Існує шанс зіткнення плаваючих льодів зі спорудженням, що може привести до серйозних пошкоджень. Подібний випадок стався в 1953 році, тоді крижаний масив знищив половину всіх нафтовидобувних свердловин в Каспійському морі.

Рідше застосовується нині неактуальна технологія осушення прибережної зони.Суть методу полягає в оточенні певного невеликого ділянки дамбами і подальшої відкачування води з цієї ділянки.

Можна бурити свердловину прямо з берега, якщо родовище знаходиться недалеко від нього. П одобная свердловина була пробурена в лютому 2008 року корпорацією Exxon Mobil в районі о. Сахалін. Протяжність стовбура свердловини склала 11680 м. Буріння проводили спочатку вертикально, а потім горизонтально, в напрямку родовища.

Малюнок 10 - Технології, застосовувані при бурінні на різних глибинах

3.1 Типи морських бурових установок

При великих глибинах вод застосовують більш складні технології буріння. При глибині до 40 метрів застосовують стаціонарні бурові платформи, якщо глибина досягає 80 метрів, використовують плавучі бурові установки (ПБО) з опорами. При глибинах моря від 80 до 300 м бурять до ПБО, які стабілізуються якірної системою, що утримує судно над гирлом свердловини при будь-яких силу та напрямок вітру і морської течії. При глибинах моря більш 250-300 метрів, коли якірна система стабілізації ПБО неприйнятна, застосовують динамічну систему стабілізації ПБО.

Система динамічної стабілізації ПБО не забезпечує нерухомість ПБО, але обмежує його дрейф від свердловини в радіусі, при якому вигин бурильної колони не викликає появи небезпечних напруг для її міцності. При великих глибинах використовують вже бурові судна. Рекорд буріння в глибоких водах був встановлений компанією Transocean і ChevronTexaco на судні Discoverer Deel Seas в 2004 році, коли було розпочато буріння в Мексиканській затоці при глибині моря 3053 метра.

Північні моря відрізняються складними умовами, тому там найчастіше використовуються стаціонарні бурові платформи, утримуються під водою завдяки важким підставах. До заснування м кріпляться плаваючі стовпи, в яких можна зберігати здобуті ресурси або обладнання. Цю конструкцію буксирують до місця використання та затоплюють, а пото м надбудовують решту.

На сучасних платформах можна переміщати бурові установки для буріння максимальної кількості свердловин з мінімальними витратами. Завдання інженерів при проектуванні полягає в розміщенні максимальної кількості високотехнологічного обладнання на мінімальній площі. Для того щоб уникнути впливу різних природних умов, таких як морози, льоди або хвилі, бурове обладнання можна встановлювати пря мо на дні.

3.2 Технології буріння свердловин на акваторіях і типи бурових установок

Розглянемо докладніше технології буріння свердловин на акваторіях і типи бурових установок.

Виділяють наступні способи буріння свердловин на акваторіях:

1. з морських стаціонарних платформ;

2. з гравітаційних морських стаціонарних платформ;

3. самопідйомних бурових установок;

4. напівзаглибних бурових установок;

5. бурових судів.

Морська стаціонарна платформа коштує на дні, і верхня її частина знаходиться над рівнем води (рис унок - 11). Після завершення робіт морська стаціонарна платформа залишається на місці спорудження. Тому в її конструкції передбачена водоотделяющей колона, яка ізолює свердловину від води і з'єднує гирлі з МСП. Гирлове обладнання монтується також на МСП. Спорудження буксирують до місця будівництва майбутньої свердловини 4-5 буксирів. У гарну погоду середня швидкість буксирування становить 1,5-2,0 уз / год.

Малюнок 11 - Схеми МСП:

а - чотириблочною МСП; 1 - опорний блок; 2-верхня будова; 3 - подвишенние конструкції; 4 - бурова вишка; 5 - причальний-посадковий пристрій; 6 - водоотделяющей колона (обсадна); 7 - фундамент палі; б - двохблокові МСП; 1-- опорний блок; 2 - верхня будова; 3 - причальний-посадковий пристрій; 4 - бурова вишка; 5 - водоотделяющей колона; 6 - фундамент палі; в - моноблочна МСП; 1 - опорний блок; 2 - верхня будова, модулі; 3 - бурова вишка; 4 - водоотделяющей колона; 5 - фундамент палі; 6 - причальний-посадковий пристрій

Гравітаційна морська бурова платформа будується в глибоководних затоках і буксирується до точки експлуатації. Вона призначена так само і для видобутку і зберігання нафти і відправки її танкерами до місць переробки, як і для буріння свердловин. На дні платформа утримується завдяки великій своїй масі, тому ніякі допо даткові пристрої не потрібні.

Коли родовище розроблено, всі свердловини консервують, пристрої від'єднують від гирла свердловини, платформу відривають від морського дна і буксир до нової точки експлуатації. Це - величезний плюс в порівнянні з МСП, що залишається на місці розробці родовища назавжди.

Самопідйомна плавуча бурова установка відрізняється достатнім запасом плавучості, що дозволяє її транспортування разом з буровим обладнанням, інструментом і необхідним запасом витратних матеріалів. На дно СПБУ встановлюють за допомогою спеціальних механізмів і опор (рисунок - 12). Корпус ж піднімають вище рівня води так, щоб виключити вплив хвиль. Способи монтажу превенторних пристроїв і з'єднання гирла свердловини з майданчиком аналогічні МСП. Обсадні колони, підвішені під столом ротора, забезпечують більш надійну експлуатацію. Після того, як буріння і освоєння розвідувальної свердловини завершено, встановлюють ліквідаційні мости і обрізають всі обсадні колони нижче рівня дна моря.

Малюнок 12 - Загальна схема СПБУ

Напівзаглибний плавуча бурова установка доставляється на місце буріння буксирними судами і утримується якірної системою протягом всього періоду буріння і випробування свердловини. На місці понтони, з'єднані з корпусом стабілізуючими колонами, заповнюються необхідною кількістю води для затоплення установки на розрахункову глибину (рис унок - 13). Таким чином, знижується вплив хвиль на установку. Відсутність жорстокого кріплення на дно і, як наслідок, схильність хитавиці роблять використання водоотделяющей колони неможливим. Тому для зв'язування гирла з ППБУ використовують телескопічне з'єднання з герметизуючим вузлом і герметичні шарнірні з'єднання.